مدیر کل استاندارد استان تهران موضوع کم فروشی بنزین در جایگاه‌های عرضه بنزین در تهران را تکذیب کرد و گفت: هیچ گونه مغایرتی در عرضه بنزین در جایگاه‌ها وجود ندارد و تمام نازل‌ها مطابق با استانداردهای تعریف شده
عمل می‌کنند.
 مسلم بیات به ایرنا افزود: کنترل، نظارت و سنجش احجام و اوزان باید توسط ابزارهای دقیق و استاندارد انجام شود، ضمن اینکه بهره‌گیری ابزارهای غیراستاندارد همچون بطری‌های آب معدنی نمی‌تواند نتایج قابل استنادی نسبت به نظارت و سنجش میزان عرضه بنزین توسط نازل‌ها در جایگاه‌ها ارائه دهد.
وی با بیان این‌که در سطح استان تهران چهار هزار و 132 نازل بنزین و 473 نازل گازوئیل وجود دارد، اظهار داشت: از ابتدای امسال تاکنون بیش از 11 هزار و 187 مورد آزمون در خصوص نازل‌ها در جایگاه‌های استان تهران صورت گرفته که بر اساس آن 234 نازل معادل 2 درصد کل نازل‌های سوخت موجود دارای مشکل و ایراد بودند.
مدیر کل استاندارد استان تهران به نظارت‌ها و کنترل‌های شرکت پخش و پالایش فرآورده‌های نفتی از نازل‌های سوخت اشاره کرد و گفت: به رغم این نظارت‌ها، سازمان ملی استاندارد نیز به منظور نظارت و صحت عملکرد نازل‌ها هر سه ماه به صورت تصادفی و غیرمحسوس عملکرد آن‌ها را
کنترل می‌کند.
وی با بیان این‌که ایراد نازل‌های سوخت در استان تهران در سال‌جاری نسبت به سال گذشته 2درصد کاهش یافته است، افزود: در سال گذشته نازل‌های سوخت حدود 4 درصد مغایرت داشته که این میزان اکنون به 2 درصد
رسیده است.
بیات با بیان این که جایگاه‌های عرضه سوخت موظف هستند کنترل‌ها و گواهینامه‌های لازم را در خصوص صحت عملکرد نازل‌ها اعمال و ارائه کنند، گفت: نظارت بر عملکرد نازل‌ها در سایر استان‌های کشور نیز سالی دو بار انجام می‌شود، اما به سبب استفاده بیشتر از نازل‌ها در استان تهران، نظارت سالی چهار بار صورت می‌گیرد.
مدیر کل استاندارد استان تهران تصریح کرد: به‌طور کلی نازل‌های سوخت در استان تهران از 98 درصد انطباق با استاندارد ملی برخوردارند که با کنترل و دقت بیشتر از سوی شرکت پالایش و پخش و همچنین سازمان استاندارد، تلاش داریم میزان خطا را کاهش دهیم.
وی اضافه کرد: برای رعایت حقوق مردم و کاهش خطای سهوی، سامانه 1517 را به منظور رسیدگی به شکایات مردم در نظر گرفته‌ایم و چنانچه موردی در خصوص کم‌کاری نازل‌های سوخت احصا شود، با گزارش به این سامانه سریعاً به این مشکل رسیدگی خواهد شد.

قیمت قطعات خودرو سال آینده گران می‌شود

عضو هیأت مدیره انجمن قطعه‌سازان ایران گفت: «بر اساس آنچه پیش‌بینی می‌شود سال آینده باز هم شاهد افزایش قیمت قطعات خودرو خواهیم بود.»
محمدرضا نجفی‌منش به  باشگاه خبرنگاران، اظهار داشت: «بر اساس آنچه پیش‌بینی می‌شود سال آینده باز هم شاهد افزایش قیمت قطعات خودرو خواهیم بود.»   وی افزود: «از این‌رو قیمت خودرو نیز به تبعیت از قیمت نهایی قطعات خودرو با افزایش مواجه خواهد شد.»
 عضو هیأت مدیره انجمن قطعه‌سازان ایران با بیان این‌که قیمت فولاد، مس و محصولات پتروشیمی در میزان بهای قطعه تأثیر‌گذار است، تصریح کرد: «هرگونه افزایش قیمت این محصولات، تأثیر مستقیمی در بهای خودروهای تولیدی دارد.»

یک مقام مسئول در وزارت صنعت، معدن و تجارت با بیان این‌که وزارت تعاون، کار و رفاه اجتماعی فهرست جدیدی را به این وزارتخانه ارسال کرده است، گفت: بر اساس فهرست جدید 5 میلیون نفر دیگر از سرپرستان خانوار مشمول دریافت سبد کالا شدند که از هفته آینده،می‌توانند سبد کالای خود را دریافت کنند.
یک مقام مسئول در وزارت صنعت، معدن و تجارت از ارائه فهرست جدیدی از سوی وزارت تعاون، کار و رفاه اجتماعی به وزارت صنعت، معدن و تجارت خبرداد و به مهر گفت: «بر اساس این فهرست جدید، 5 میلیون نفر از سرپرستان خانواری که در نوبت اول ارائه سبد کالایی مشمول دریافت این هدیه دولت نشده بودند، سبد کالا دریافت می‌کنند.»
وی افزود:« بر این اساس، جامعه هدف دریافت‌کننده سبد کالا در نوبت اول،
به 16 میلیون سرپرست خانوار می‌رسد. این در حالی است که پیش از این، 11 میلیون سرپرست خانوار مشمول دریافت این سبد کالا شده بودند که تاکنون 7 میلیون سرپرست خانوار، سبد کالای حمایتی خود را دریافت کرده‌اند.»
 

 الهام علاقه بندان

بازگشت پیروزمندانه نخستین پتروشیمی بعد از تصویب نرخ خوراک گاز
شاخص دوباره صعودی شد

بزرگترین شرکت حاضر در تالار به بازار بازگشت. شرکتی که در جمع بزرگان پتروشیمی بود و پیش‌بینی می‌شد تأثیر زیادی از افزایش نرخ خوراک در سودش البته به صورت منفی لحاظ شود، اما این پیشگویی درست از آب درنیامد و «فارس» نه تنها بعد از بازگشت به بازار روند مثبتی را تجربه کرد بلکه بر شاخص هم بیشترین تأثیر مثبت را برجای گذاشت. بر این اساس در جریان معاملات روز گذشته بعد از یک روز منفی شاخص دوباره به مسیر صعودی رفت و نگرانی که بابت تأثیر منفی افزایش نرخ خوراک در بازار وجود داشت از بین رفت.
از سوی دیگر با حضور دوباره هلدینگ خلیج فارس در تالار شیشه‌ای و اعلام تأثیرناپذیری از رشد قیمت خوراک شاخص بورس روانه فاز صعودی شد.
بر این اساس هلدینگ خلیج‌فارس که در روز 19 بهمن و بعد از تصویب قیمت خوراک 15 و سپس 13  سنتی در مجلس، متوقف شده بود بعد از ارائه اطلاعات شفاف‌سازی با قیمت 1695 تومان بازگشایی شد.
در این اطلاعیه گفته شده است: همان‌گونه که در گزارش وضعیت قراردادهای خوراک مربوط به مجتمع‌های تولیدی شرکت‌های زیر مجموعه هلدینگ تصریح و در سیستم کدال نیز درج شده است حدود 97 درصد خوراک مصرفی شرکت‌های تولیدی میعانات گازی یا مایعات از قبیل گاز طبیعی غنی شده نفتا و سایر مشتقات نفتی است که از پالایشگاه‌ها دریافت می‌شود و سه درصد باقیمانده از گازهای اتان و سایر مشتقات گازی تأمین می‌شود.
در این میان همزمان با انتشار گزارشی از سوی شرکت، مدیرعامل هلدینگ خلیج فارس در خبری اعلام کرد با تخفیف  5 تا 10 درصدی که در خوراک مایع برای شرکت درنظر گرفته شده وضعیت شرکت در شرایط مناسبی قرار دارد البته این تأثیر مثبت به گفته وی پس از محقق شدن، به بازار نیز منعکس خواهد شد.
  آیا خوراک 13 سنتی بر هلدینگ تأثیر دارد؟
عادل ‌نژاد سلیم مدیرعامل بزرگ‌ترین هلدینگ پتروشیمی بورسی درباره اثرات مصوبه نرخ خوراک 13 سنتی گفت: این شرکت از خوراک مایع استفاده می‌کند و تعیین نرخ 13 سنت برای خوراک گاز، تأثیری بر روند سودآوری هلدینگ خلیج فارس ندارد، اما بازار سهام عکس العملی روانی نسبت به تصمیم مجلس نشان داده است.
عادل نژادسلیم با تأکید مجدد بر این‌که تصویب نرخ خوراک 13 سنتی برای شرکت‌های پتروشیمی تأثیری بر عملکرد و سودآوری شرکت هلدینگ خلیج فارس ندارد، تصریح کرد: این در حالی است که سرمایه‌گذاران در بازار سهام نسبت به این خبر عکس‌العملی منفی نشان دادند و سهام شرکت‌هایی هم که با این مصوبه ارتباطی نداشتند مانند بانک‌ها، شرکت‌های سنگ آهنی، فولادی‌ها و ساختمانی‌ها با ریزش همراه شدند.
همزمان با بازگشت هلدینگ خلیج فارس و اطمینان خاطر از این‌که پتروشیمی‌ها تأثیر منفی از افزایش نرخ خوراک نمی‌بینند دماسنج بورس با رشد 550 واحدی به 80 هزار و 986 واحد رسید و با این اتفاق بازدهی بورس رشد حدود 68/0 درصدی را شاهد بود.
در میان نمادهای حاضر در تالار بازهم بانک‌ها و پالایشی‌ها و پتروشیمی بیشترین تأثیر قیمت را در بازار برجای گذاشتند و در میان این نمادها باید به نمادهای پالایش نفت بندرعباس، پالایش نفت اصفهان، پالایش نفت تبریز، بانک‌های صادرات، پاسارگاد، تجارت و پارسیان اشاره کرد.
با رشدی که شاخص بورس تجربه کرد ارزش بازار سرمایه هم روند صعودی را شاهد بود و با رشد 3 هزار میلیارد تومانی از 395 هزار میلیارد تومان به 398 هزار میلیارد تومان رسید و رشد 3 هزار میلیارد تومانی را تجربه کرد.
در میان نمادهایی که روز گذشته کنترل خوردگی تکین کو، گروه دارویی سبحان و سیمان داراب بیشترین رشد قیمت و نمادهای سایپا آذین، شهد ایران و پشم شیشه‌ای ایران بیشترین کاهش قیمت را تجربه کردند.
صف‌های خرید و فروش هم در این روز همچون روزهای مثبت سنگین بود و نمادهای مخابرات، داروسازی جابرابن حیان و پالایش نفت بندرعباس در صف‌های سنگین خرید و نمادهای حفاری، نیرو ترانس و فرآورده‌های نسوز آذر شاهد سنگین‌ترین صف‌های فروش شدند.
یکی از مهم‌ترین خبرهایی که در روز گذشته منتشر شد و تأثیر مثبت بر نمادهای پالایشی گذاشت انتشار پیش‌بینی سود پالایشگاه نفت تهران برای سال آینده بود به‌طوری که این شرکت  پیش‌بینی درآمد هر سهم برای سال منتهی به 29 اسفند 93 را مبلغ 66 هزار و 272 ریال به‌طور خالص پس از کسر مالیات اعلام کرد.
این در حالی است که پالایشگاه نفت تهران، پیش‌بینی سود هر سهم سال مالی 92 را با سرمایه 61 هزار و 220 میلیون ریالی در اسفند 91 مبلغ 35 هزار و 93 ریال، در اردیبهشت 92 مبلغ 59 هزار و یک ریال و مطابق اطلاعات جدید مبلغ 59 هزار و 563 ریال اعلام کرده بود ولی پیش‌بینی سود هر سهم سال مالی 93 را با سرمایه 61 هزار و 220 میلیون ریال مبلغ 66 هزار و 272 ریال اعلام کرده است.

خبر



پیش‌بینی سود سال 93 گران‌ترین شرکت بورسی منتشر شد

گران‌ترین شرکت بازار سرمایه، نخستین پیش‌بینی سود سال 93 خود را اعلام کرد و برای هر سهم 66 هزار و 272 ریال سود پیش‌بینی کرد.
این در حالی است که پالایشگاه نفت تهران، پیش‌بینی سود هر سهم سال مالی 92 را با سرمایه 61 هزار و 220 میلیون ریالی در اسفند 91 مبلغ 35 هزار و 93 ریال، در اردیبهشت 92 مبلغ 59 هزار و یک ریال و مطابق اطلاعات جدید مبلغ 59 هزار و 563 ریال اعلام کرده بود ولی پیش‌بینی سود هر سهم سال مالی 93 را با سرمایه 61 هزار و 220 میلیون ریال مبلغ 66 هزار و 272 ریال اعلام کرده است.
همچنین پیش‌بینی عملکرد سال مالی 93 در مقایسه با پیش‌بینی عملکرد سال مالی قبل فروش 11 درصد افزایش، بهای تمام شده کالای فروش رفته 10 درصد افزایش، سود عملیاتی 35 درصد افزایش و سود خالص 11 درصد افزایش نشان می‌دهد. این در حالی است که شرکت دلیل عمده تغییرات سود و زیان را افزایش نرخ تسعیر ارز از مبلغ 24 هزار و 500 ریال به 26 هزار و 500 ریال (به ازای هر دلار) و همچنین تغییرات نرخ بین‌المللی فرآورده‌ها اعلام کرده است.
مطابق اطلاعات دریافتی از شرکت، در مفروضات پیش‌بینی سال مالی 93 نرخ تسعیر ارز به ازای هر دلار مبلغ 26 هزار و 500 ریال، نرخ دلاری فروش فرآورده‌های نفتی سال 93 برابر میانگین نرخ 21 ماهه گذشته منتهی به 30 آذر 92 و مقدار فروش معادل مقدار تولید، هزینه حمل نفت خام در سال 1393 مشابه سال 1392 و به مبلغ 923 میلیارد ریال، نرخ خرید نفت خام سال 93 برابر میانگین نرخ 21 ماهه گذشته منتهی به آذر 92 پس از کسر پنج درصد تخفیف برابر با 66/101 دلار به ازای هر بشکه در نظر گرفته شده است.
  نرخ سود اوراق مشارکت
همچنین نرخ سود اوراق مشارکت برای سال 1393 برابر 25 درصد پیش‌بینی شده و هزینه استهلاک معادل مبلغ هزار و 840 میلیارد ریال (سال قبل مبلغ هزار و 473میلیارد ریال)، هزینه سوخت گازمصرفی معادل مبلغ 856 میلیارد ریال (سال قبل مبلغ 545 میلیارد ریال)در نظر گرفته شده است.
این در حالی است که مطابق اعلام شرکت، هیأت‌مدیره در نظر دارد تقسیم 10 درصد از سود عملکرد سال مالی 93 را بین سهامداران، به مجمع عمومی عادی سالیانه پیشنهاد کند. همچنین مطابق اطلاعات دریافتی، پیش‌بینی درآمد حاصل از سرمایه‌گذاری‌ها برای سال مالی 93 به مبلغ 300 میلیارد ریال (معادل 7 درصد سود خالص و به ازای هر سهم مبلغ 4 هزار و 900 ریال) مربوط به سود سپرده‌های بانکی است.
پیش‌بینی خالص درآمد (هزینه)‌های متفرقه برای سال مالی 93 به مبلغ 332 میلیارد ریال (معادل هشت درصد سود خالص و به ازای هر سهم مبلغ 5422 ریال) عمدتاً مربوط به درآمد حاصل از ارائه خدمات فنی و مهندسی به شرکت‌های نفت ایرانول و نفت پاسارگاد اعلام شده است.
مطابق بند 3 گزارش حسابرس در خصوص صورت‌های مالی میان دوره‌ای 6 ماهه منتهی به 31 شهریور 92 «از بابت عملکرد مالیاتی سال 1390 برگ تشخیص به مبلغ هزار و 308 میلیارد ریال صادر شده که شرکت از این بابت مبلغ 649 میلیارد ریال ذخیره در حساب‌ها منظور و به دلیل اعتراض، ذخیره‌ای از بابت مابه‌التفاوت آن در دفاتر منظور کرده است.
 

 پویا نعمت‌اللهی

وزیران نفت برای  مقاطع چهار ساله انتخاب می‌شوند. اکنون بیش از چند دوره است که وزیران نفت در  همه دولت‌هایی که روی کار آمده‌اند، ضمن برنامه‌های خود، به یک موضوع توجه ویژه‌ نشان می‌دهند. این «موضوع» توجه به توسعه میدان‌های مشترک است.  صنعت نفت به‌واقع صنعت سترگ و عظیمی است. بنابراین باید این سؤال را مطرح کرد  که به کدام دلیل، همه کارگزاران کلان  صنعت نفت دغدغه میدان‌های مشترک را در سر دارند.دقت داشته باشیم که این موضوع اساساً ارتباطی به  رویکرد  سیاسی دولت‌های ایران ندارد و  تمامی تصمیم‌گیران صنعت نفت از دیرباز  نگران این مهم بوده‌اند. هرچند تمامی این برنامه‌ها فی‌نفسه یک راهبرد خاص را دنبال می‌کنند اما  روش نیل به آن راهبرد می‌تواند به تعداد وزرای نفت متفاوت باشد. در این میان با توجه به برنامه بیژن زنگنه در خصوص اولویت وی که برداشت از میادین مشترک است این راهبرد نگاه ویژه‌ای را می‌طلبد.


برای شروع ابتدا نگاهی به وضعیت میدان‌های مشترک  نفت و گاز و  جغرافیای آن‌ها  می‌اندازیم.
 جغرافیای میادین مشترک
آمارهای متفاوتی در مورد تعداد میدان‌های مشترک نفتی و گازی به چشم می‌خورد.
برخی مراجع از تعداد  28  میدان مشترک (اعم از نفتی و گازی) با  7  کشور همسایه یاد کرده‌اند. همچنین در  یک میدان هم با  دو کشور همسایه شریک هستیم.
البته یک سند در سال 1388 از شرکت ملی نفت در دسترس است که مجموع میدان‌های مشترک را  23 میدان ذکر کرده است. این سند حاکی است  17  میدان مشترک «نفتی» و  6میدان مشترک «گازی» وجود دارد.
از آن 17  میدان اولی، تعداد  6میدان در خشکی با عراق مشترک بوده و  11میدان هم در خلیج فارس قرار دارد.
همین سند معتقد است که  6  میدان مشترک «گازی» در ایران داریم که  یکی از آن‌ها در خشکی با کشور ترکمنستان مشترک بوده و  5  میدان بقیه در خلیج‌فارس قرار دارد.
 مرجع اول معتقد به وجود  12 میدان مشترک با  عراق است.
همین مرجع فهرست میادین را به شکل ذیل ارائه داده است.
1) میادین  مشترک با  کشور امارات عبارتند از: میادین  فرزام – مبارک – سلمان – نصرت.
2)  میادین مشترک با  عربستان عبارتند از: اسفندیار – فروزان – فرزاد آ – فرزاد ب   
3) مشترک با کشور عمان  عبارتند از میدان هنگام (که یک میدان از نوع «نفت‌و گاز» است).
4) میدان‌های مشترک مهم با کشور عراق عبارتند از:  نفت‌شهر – دهلران -  پایدار غرب – آزادگان شمالی و جنوبی – یادآوران – آذر  به همراه  چند میدان کوچک‌تر به نام‌های  شلمچه،  اروند، رستم و  آبان.
5) میادین مشترک با کشور  قطر عبارتند از: پارس جنوبی و  رشادت
6) یک میدان مشترک با کشور ترکمنستان به نام «گنبدلی» که  در خشکی است.  
7) در میدان آبی «البرز» هم با کشور آذربایجان شریک هستیم.
8) و  بالاخره با دو کشور  کویت و عربستان هم برای میدان «آرش» رقابت داریم.
 این آمار با آمار شرکت ملی نفت تفاوت دارد اما  دقت کنیم که این تفاوت‌ها؛ مآلاً  تأثیری در  زمینه رفتار  صنعت نفت کشور با میدان‌های مشترک ندارد.  
 حمایت‌های قانونی
علاوه بر اسناد پایین‌دستی توسعه‌ای که احتمالاً در دستگاه‌های اجرایی به وفور یافت می‌شود انعکاس اهمیت میدان‌های مشترک را باید در متن قانون پنجم توسعه هم ردیابی کنیم.  همین موضوع به خوبی حاکی از اهمیت این مسأله است که احکامی از یکی از عالی‌ترین اسناد بالادستی را  به خود اختصاص
داده است.
در متن قانون پنجم توسعه،  سه بار  به «میدان‌های مشترک» و پنج بار به «میدان‌های معمولی»  اشاره شده که حاکی از اهمیت فراوان این مقوله است.  
1) بند (الف) از ماده 125:  در این بند، به‌طور صریح ذکر شده که اولویت افزایش تولید نفت و گاز کشور، باید از محل  توسعه میدان‌های مشترک باشد.
2) تبصره ذیل  جزء 3  از  بند  الف  ماده 125:  در این بند به وزارت نفت اجازه داده شده که در خلال برنامه پنجم توسعه، نسبت به انعقاد قراردادهای توسعه و تولید از تمامی میدان‌های مشترک شناخته‌شده اقدام نمایند.
3) بند ب  از  ماده  229: در این بند ذکر شده که افزایش تولید گاز طبیعی؛ خصوصاً با اجرای فازهای برنامه‌ریزی‌شده پارس جنوبی و سایر میدان‌های مشترک، ‌باید در دستور کار وزارت نفت باشد.
بدین ترتیب کاملاً مشخص است که قانونگذار توجه ویژه‌ای به میدان‌های مشترک دارد.
علاوه بر آن، به ضرس قاطع تمامی وزیران  نفت بدون استثنا در  برنامه‌های کاری خود (چه در هنگام رأی اعتماد و چه طی دوران کاری) به این موضوع اشاره کرده‌اند.
برای مثال وزیر فعلی هم در مورخ 22دی ماه در جلسه‌ای با  اعضای «اپک» اظهار داشته‌اند که «اولویت نخست صنعت نفت؛ تمرکز بر میدان‌های مشترک است».
و این همه به جز  اسناد درون‌سازمانی وزارت نفت (با تکیه بر دانش جمعی کارشناسان نفتی؛ مدیران صنعت نفت و  کارکنان وزارت نفت) است. از این جمله می‌توان به مصوبات هیأت‌مدیره nioc و جلسات پیگیری طرح‌ها و اولویت‌های تخصیص بودجه سالانه به میدان‌های مشترک و رصد فعالیت‌های رقبا و امثال آن اشاره کرد.
بنابراین در یک کلام ابزارهای قانونی کاملاً در راستای حمایت از توسعه میدان‌های مشترک قرار دارد.
 آمارها چه می‌گویند؟
به رغم در اختیار بودن نرم‌افزارها و انسان‌افزارهای سازمانی، باید اعتراف کرد که وضعیت مطلوبی در برداشت از  این میدان‌ها وجود ندارد.
البته آمارها  در این زمینه چندان شفاف نیست و مراجع مختلف هم برای خود ارقام متفاوتی ارائه داده‌اند.
برای بررسی‌های آماری باید ابتدا بین «پیش‌بینی‌ها» و «عملکردها» تفاوت قائل شویم.
برای مثال  پیش‌بینی شده که تولید از میدان‌های مشترک خشکی به مرز  400 هزار بشکه برسد. اگر این رقم درست باشد، آن‌گاه میزان تولید از میدان‌های مشترک خشکی چیزی حدود کم‌تر از  10 درصد از تمامی میدان‌های تحت تولید (در برنامه 5‌ساله پنجم)
خواهد بود.
یک سند از شرکت ملی نفت وجود دارد که طی آن میانگین مجموع تولید «نفت» از میدان‌های مشترک در سال 1388 را معادل  19  درصد از  تولید متوسط کل میدان‌های دریایی دانسته است. همین سند حاکی است که مجموع تولید «گاز» از میدان‌های مشترک «دریایی» در سال آخر برنامه پنجم، حدود  88  درصد از کل تولید گاز باید از میدان‌های دریایی باشد.
همان‌گونه که ذکر شد، هم‌اکنون 28میدان مشترک وجود دارد. از این تعداد، ظاهراً  18  میدان نفتی؛ 4  میدان گازی و  6  میدان نفت‌و‌گاز  قابلیت استحصال دارند.
عمده این میدان‌ها در منطقه خلیج فارس قرار دارند (برخی مراجع تعداد آن را  15  میدان نوشته‌اند) و 13 مخزن در خشکی قرار گرفته‌اند که فقط  12 میدان در مجاورت با عراق است.
البته این آمار  شاید دقیق نباشد، چرا که دو میدان مشترک با آذربایجان و ترکمنستان در این فهرست نیست. به طور مسلم این‌که  حوزه‌های خلیج فارس و کشور عراق، مهم‌ترین این میدان‌های مشترک هستند.  
هم‌اکنون کشور امارات مجموعاً  به‌طور متوسط سه برابر کشورمان برداشت دارد.
عربستان  نیز از این میدان‌ها قریب به روزانه  نیم میلیون بشکه برداشت می‌کند اما میزان تولید ما حدود 50  هزار بشکه  است. بدین ترتیب عربستان با نرخ سرسام آور  10 برابری در حال بهره‌برداری از آن‌هاست.
وضعیت تولید میدان‌های مشترک با عراق به هیچ روی مناسب نیست. گفته می‌شود که رقیب روزانه بیشتر از 295هزار بشکه برداشت دارد؛ حال آن‌که تولید ایران به مرز 130  هزار بشکه  رسیده است.
به دلیل اهمیت این میدان‌ها، وزارت نفت برنامه‌هایی تدارک دیده بود تا تولید جمعی را به مرز  2/1 میلیون بشکه برساند. اما این برنامه‌ها یا اصلاً اجرایی نشدند و یا  پیشرفت‌شان بسیار کند است. طرفه این‌که کشور عراق در سال‌های اخیر توجه خاصی به این میادین نشان داده است.
در مورد کشور قطر و با عنایت به داستان پارس جنوبی، اوضاع نگران‌کننده‌ای حاکم است. حتی در لایه نفتی  حوزه پارس جنوبی هم وضعیت به همین شکل است.
این کشور از لایه نفتی (و نه گازی)  حدود روزانه  بالای  440  هزار بشکه تولید دارد. مطابق جدیدترین آمار اوپک، قطر در سه‌ماهه چهارم سال 2013  حدود 731  هزار بشکه نفت تولید داشته است. بنابراین بیش از نیمی از تولید قطر فقط  از همین یک لایه مشترک صورت می‌گیرد.
تقریباً تمامی صادرات گاز و محصولات گازی قطر از میدان‌های مشترک استخراج و تولید می‌شود و دولت قطر سرمایه‌گذاری عظیم چند صد میلیاردی را برای استخراج و فرآوری و تبدیل نفت و گاز انجام داده است. در صورت افت فشار و کاهش تولید میدان‌های (مشترک) نفت و گاز این کشور، همه این سرمایه‌گذاری‌ها، چه در بخش بالادستی (اکتشاف و استخراج) و چه در بخش پایین‌دستی (فرآوری)، دچار مشکل خواهد شد.
در این میان فقط در میدان مشترک با کشور عمان میزان تولید ایران حدود  3  برابر  است.
مرکز پژوهش‌های مجلس گزارش مفصلی را در سال  1391  در همین مورد تهیه کرد. طبق بررسی‌های آن‌ها میزان تولید رقبا از مجموع میدان‌های مشترک حدود  9  برابر ایران است.
 ابعاد  عقب‌ماندگی
دقت داریم که عقب‌ماندگی ایران در این میدان‌ها، دارای چهار  بعد است. ابتدا  «بعد زمانی» و دیگری «بعد مقداری» و دیگری «بعد قانونی» و بالاخره «بعد سیاستگذاری».
دو بعد  اول ناظر  بر تأخیر برداشت و مقادیر برداشت است.
 منظور از «بعد قانونی» این است که عملاً هیچ قانون خاصی در دنیا وجود ندارد که بتوان استفاده طرف مقابل از این میادین را محدود کرد. حتی  مفاهیمی مانند دیپلماسی انرژی هم در این مواقع کارساز نیست؛ چرا که هر کشوری به فکر حداکثرسازی منافع خود است.اما منظور از «بعد سیاستگذاری» اشاره به  تعلل در برداشت از میادین فوق است. همان‌گونه که قبلاً هم ذکر شد در وضعیتی که تمامی ابزارها و افزارهای قانونی به نفع متولیان صنعت نفت کشور بوده است؛ اما با این همه اقدام چشمگیری برای استفاده از این افزارها  صورت نگرفته است.
 دلایل بروز وضعیت فعلی
با عنایت به اهمیت این موضوع، اکنون در برابر این سؤال قرار  می‌گیریم که چرا و به کدام دلیل، شاهد این همه عقب‌ماندگی در برداشت از میادین مشترک هستیم.
این سؤال از آن سؤال‌هایی است که در مقاطع مختلف می‌توان جواب‌های مختلفی را برای آن ذکر کرد.
غیر از مقوله تحریم‌ها، رسم بوده که مقامات دولت‌های قبلی، همواره مقامات قبل از خود را مقصر می‌دانستند و بالطبع مقامات فعلی هم می‌توانند مقامات قبلی را  به عنوان صاحب تقصیر قلمداد کنند.
حتی اگر بخواهیم همه کاستی‌ها را به گردن مسئولان قبلی وزارت نفت بیندازیم، مسلماً هیج دردی دوا نخواهد شد. اگر هزاران نفر هم  مسئول این نقیصه باشند، باز هم  حتی یک بشکه به تولید ما اضافه نخواهد شد.
واقعیت این است که بی بهره بودن کشور از میادین نفتی را فی‌نفسه نمی‌توان  گردن یک مجموعه انداخت. به همین خاطر  نگارنده پیشنهاد می‌کند که وزیر و مدیران و کارکنان صنعت نفت، به جای یافتن «مقصر»؛ به فکر  راهکارهای عملی و اجرایی برای  متوقف‌ساختن این چرخه معیوب باشند.
بنابراین بهتر آن است که استراتژی و راهبردهای مناسبی جهت تقابل با این وضعیت اتخاذ شود.
برای مثال یک ستاد حاکمیتی برای سیاستگذاری و نظارت و اخذ بازخوردها  تعریف و تبیین شود. مواردی چون روشن نبودن طرح جامع توسعه ذخایر هیدروکربنی و  با  امضای تفاهمنامه‌ها و قراردادهای نابجا روی میادین غیر اولویت‌دار نفتی و گازی کشور (در حالی که منابع محدود و امکانات کشور به صورت پراکنده‌ قرار دارند) می‌تواند در این رابطه تأثیرگذار باشد.
این ستاد حاکمیتی تمامی راهبردها و استراتژی‌های صنعت نفت کشور را ترسیم کرده و از طریق تفویض اختیار قانونگذار، می‌تواند پیگیر مطالبات بخش نفت کشور باشد.
همچنین مفاهیمی چون «تولید صیانتی» و «اولویت میادین مشترک»  و  «تزریق گاز و یا صادرات گاز»  و  مواردی از این دست را  در قالب اعمال سیاست‌های کلان بخش نفت، اعلام و اجرا می‌کند.
برای مثال همیشه این سؤال مطرح بوده که آیا «حداقل کردن تولید»، به معنای «تولید صیانتی» هست یا نیست؟
آیا می‌توان همواره اظهار داشت که برداشت حداکثری از ذخایر یک مخزن طی کل دوره عمر؛  تولید صیانتی را فراهم می‌کند؟
و یا  اگر افزایش تولید؛ حتی اگر از طریق «بهبود فرآیند‌های ازدیاد برداشت» یا «افزایش تولید از میادین مشترک» یا «افزایش تولید از میادین جدیدالکشف» باشد هم،  کماکان غیرصیانتی است؟
آن‌چه مسلم است این‌که  وزارت نفت  از دیرباز  محل تجمع ذخیره‌های ارزشمندی از علم و  دانش و  فناوری بوده است. به هیچ عنوان نمی‌توان قبول کرد که وزارت نفت از چنین موضوعی به همین راحتی عبور کرده  و نسبت به آن بی‌تفاوت بوده است.
نگارنده سندی داخلی از وزارت نفت در دست دارد که طی آن    14  راهکار در راستای شتاب‌بخشی به فعالیت‌های توسعه‌ای میادین مشترک پیشنهاد
شده است.
از سوی دیگر  نباید غفلت کرد که حجمی از دلایل توسعه نیافتن پتانسیل‌های هیدروکربنی مشترک، اساساً به وزارت نفت ارتباطی نداشته و یک «معضل فرانفتی» محسوب می‌گردد. برای مثال نامشخص‌بودن رژیم‌های حقوقی و جغرافیای سیاسی، ‌اقتصادی و عمومی بین دو کشور مجاور؛ نامشخص‌بودن ثغور مرزها؛ استقبال اندک پیمانکاران خارجی در  ورود به میادین مشترک؛ محدودیت منابع مالی داخلی؛ ضعف دیپلماسی سیاسی در سایر دستگاه‌های اجرایی کشوری و نظایر آن همگی در این شمول قرار دارند.
به هر تقدیر اکنون کوله‌باری از  تجارب گذشته در مشت وزارت نفت است. لازم است مقامات اقتصادی کشور به این نتیجه برسند که موضوع توسعه بهره‌بردای از  میادین مشترک، اساساً یک  «موضوع ملی»  با پیش‌فرض برقراری «اجماع ملی» است. این مضمون بدان  معناست که اجرایی‌سازی آن به تنهایی از عهده وزارت نفت خارج است.بدین ترتیب تمامی دستگاه‌های اجرایی و تقنینی هم باید دوشادوش وزارت نفت بسترهای قانونی و  سازوکارهای مربوطه را تأمین کنند. اکنون در این مقتضیات،  گریزی جز  روی‌آوردن به تعامل وجود ندارد. به‌طور  مشخص این که  سیاست خارجی  به هیچ‌روی نمی‌تواند بدون شناخت انرژی به دیپلماسی موفقی برسد. از سوی دیگر  بخش انرژی هم بدون دیپلماسی فراگیر،  قادر به تعامل گسترده و دستیابی به اهداف خویش نخواهد بود.