1.3 Организационная структура предприятия «Лукойл»

Система корпоративного управления ПАО «ЛУКОЙЛ» направлена на создание и сохранение надежных и доверительных отношений с сообществом инвесторов и акционеров, что способствует дальнейшему увеличению инвестиционной привлекательности Компании.

Совет директоров играет важнейшую роль в системе корпоративного управления ПАО «ЛУКОЙЛ», осуществляя общее руководство деятельностью Компании в интересах ее инвесторов и акционеров.

В состав Совета директоров ПАО «ЛУКОЙЛ» входят независимые директора, участие которых в управлении ПАО «ЛУКОЙЛ» позволяет формировать объективное мнение Совета по обсуждаемым вопросам, что, в свою очередь, способствует укреплению доверия к Компании инвесторов и акционеров.

Важнейшей функцией Совета директоров является определение приоритетных направлений деятельности Компании, стратегическое, среднесрочное и годовое планирование, подведение итогов деятельности.

Правление, работой которого руководит Председатель Правления, является коллегиальным исполнительным органом Компании и осуществляет текущее управление ее деятельностью. Правление ежегодно формируется Советом директоров на основании предложений Президента. Заседания Правления созываются по мере необходимости. Обычно они проходят раз в неделю. Повестку дня заседания определяет Президент, в том числе на основании поступивших от членов Правления предложений в повестку дня. Компетенция Правления определена Уставом Компании.

ПАО «ЛУКОЙЛ» обеспечивает законные права акционеров, основными из которых являются право на участие в управлении Компанией путем принятия решений по наиболее важным вопросам деятельности Компании на Собрании акционеров, право на получение дивидендов, право на получение информации о деятельности Компании.

В соответствии с пунктом 3.1. Положения о порядке подготовки и проведения Общего собрания акционеров ПАО «ЛУКОЙЛ» Собрание акционеров (при проведении собрания в форме совместного присутствия акционеров) должно проводиться в населенном пункте, определенном Советом директоров.

Общее собрание акционеров ПАО «ЛУКОЙЛ» является высшим органом управления и действует в соответствии с компетенцией, определенной законодательством Российской Федерации, Уставом ПАО «ЛУКОЙЛ», а также Положением о порядке подготовки и проведения Общего собрания акционеров ПАО «ЛУКОЙЛ».

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Исходные данные для расчета технико-экономических показателей трубопровода:

Годовая производительность трубопровода Q=25, т./год;

Длина трубопровода l=850, км;

Диаметр трубопровода d=700, мм.

2.1 Расчет капитальных вложений на строительство трубопровода

2.1.1 Затраты на разбивку и отвод трассы

На 1км – 1 тыс. руб.

На 850 км – 850 тыс. руб.

2.1.2 Затраты на подготовку трассы

На 1км – 0,25 тыс. руб.

На 850 км – 207,5 тыс. руб.

2.1.3 Затраты на развозку труб

На 1км – 1,95 тыс. руб.

На 850 км ­­– 1657,5 тыс. руб.

2.1.4 Затраты на рытье и засыпку траншеи

На 1км – 6,5 тыс. руб.

На 850 км –5525 тыс. руб.

2.1.5 Стоимость труб

а) Необходимый запас труб на потери, отходы и другое составляют 1% от длины трубопровода

б) Аварийный запас труб составляет 0,5% от длины трубопровода

в) Общая длина труб, требуемая для трубопровода

г) Общий вес труб

1 м трубы весит m=175,1 кг

д) Общая стоимость труб

1 т стоит – 0,171 тыс. руб.

2.1.6 Затраты на сборку и монтаж нефтепровода

На 1 км – 1 тыс. руб.

На 850 км – 850 тыс. руб.

2.1.7 Затраты на изоляционно-укладочные работы

На 1 км – 3 тыс. руб.

На 850 км – 2295 тыс. руб.

2.1.8 Затраты на установку линейной арматуры

На 1 км – 1,75 тыс. руб.

На 850 км – 1487,5 тыс. руб.

2.1.9 Затраты на продувку и испытания нефтепровода

На 1 км – 0,17 тыс. руб.

На 850 км – 144,5 тыс. руб.

2.1.10 Затраты на устройство электрозащиты

На 1 км – 0,55 тыс. руб.

На 850 км – 425 тыс. руб.

2.1.11 Затраты на прокладку линии связи

На 1 км – 8,5 тыс. руб.

На 850 км – 7225 тыс. руб.

2.1.12 Затраты на проезд вдоль трассы

На 1 км – 0,5 тыс. руб.

На 850 км – 425 тыс. руб.

2.1.13 Затраты на временные здания

На 1 км – 1,15 тыс. руб.

На 850 км – 977,5 тыс. руб.

Таблицы 1– Смета сооружения линейной части нефтепровода

№	Наименование затрат	Затраты на 1 км, тыс. руб.	Сумма, тыс.руб.
1	Разбивка и отвод трассы	1	850
2	Подготовка трассы	0,25	207,5
3	Развозка труб	1,95	1657,5
4	Рытье и засыпка траншеи	6,5	5525
5	Стоимость труб	0,171	25832,55
6	Сборка и монтаж труб	1	850
7	Изоляционно-укладочные работы	3	2295
8	Установка линейной арматуры	1,75	1487,5
9	Продувка и испытание труб	0,17	144,5
10	Устройство электрозащиты	0,55	425
11	Прокладка линии связи	8,5	7225
12	Проезд вдоль трассы	0,5	425
13	Временные здания	1,15	977,5
Прямые затраты,				47 902,05
Накладные расходы,				7 760,13
Плановые расходы,				4 452,97
Непредвиденные расходы,				6 011,52
Итого,				66 126,67

2.1.14 Общий объем капиталовложений в линейную часть газопровода определяют по формуле:

Где капитальные вложения на линейную часть нефтепровода,

см.табл.1;

—прямые затраты;

—накладные расходы планируемые в размере 16,2% от

капитальных вложений на линейную часть

—плановые накопления планируются в размере 8% от суммы

и

—непредвиденные расходы планируются в размере 10% от суммы

,и

2.1.15 Накладные расходы тыс.руб., определяются на формуле:

2.1.16 Плановые накопления тыс.руб., определяют по формуле:

2.1.17 Непредвиденные расходы , тыс.руб., определяют по формуле:

Таблица 2—Затраты на наземно-площадную часть

№	Наименование	Количество станций		Стоимость, тыс.руб.		∑стоимость, тыс.руб
1	Головная	1		7700		7700
2	Промежуточная	8		2100		16800
Всего			9				24500

Капитальные вложения в строительство трубопровода состоят изи

2.2 Расчет эксплуатационных расходов и себестоимости перекачки

2.2.1 Численность работников

На ГПС=60 чел.;

На ППС=40 чел.

2.2.2 Эксплуатационные расходы на линейную часть газопровода , тыс.руб., определяют по формуле:

Где —заработная плата;

А—амортизационные отчисления;

—затраты на текущий ремонт.

2.2.3 Зарплата , определяется по формуле:

Где =120 руб/км. — зарплата линейных работников;

=1200 руб/км. — зарплата ремонтников бригазы;

I, км — длина газопровода.

2.2.4 Амортизационные отчисления А, тыс.руб., определяют по формуле:

Где , тыс.руб. —капитальные вложения на линейную часть

газопровода, см. таблицу 1;

=3,5% —норма амортизации.

2.2.5 Затраты на текущий ремонт , тыс.руб., определяют по формуле:

Где —капитальные вложения на линейную часть газопровода;

—норма затрат на текущий ремонт.

2.2.6 Эксплуатационные расходы на НПС , определяем по формуле:

Где —заработная плата;

А—амортизационные отчисления;

—затраты на текущий ремонт;

Е—затраты на электроэнергию

Т—затраты на топливо;

П—убытки от потерь;

Н—прочие расходы.

Таблица 3 — Зарплата на ГПС и ППС

Зарплата	Зарплата на ГПС, тыс.руб.	Зарплата					Всего, тыс.руб
		Зарплата на 1-ц станции		Количество станций	Сумма
Основная	60	40	8		320	380
Дополнительная 20%	12	8	8		64	76
Итого	72	48	8		384	456
Начисления на соц.мед. страховку 38,5%	27,7	18,5	8		148	175,7
Всего	99,7	66,5	8		532	631,7

2.2.7 Амортизационные отчисления А, определяют по формуле:

Где — капитальные вложения на НПС, см. таблицу 2;

=8,5% — норма амортизации.

2.2.8 Затраты на текущий ремонт, определяют по формуле:

Где —капитальные вложения на НПС, см. таблицу 2;

—норма затрат на текущий ремонт.

2.2.9 Затраты на электроэнергию Е, определяют по формуле:

Где Q, т/год.—годовая производительность трубопровода;

L, км —длина трубопровода;

Н=17,2% —норма затрат на электроэнергию;

Ц=0,02 руб./кВт. — оптовая цена за электроэнергию.

2.2.10 Затраты на топливо Т определяют по формуле:

Где —норма годового расхода на ГПС (1000т);

—норма годового расхода на ППС (400т);

N—число ППС;

Ц=20 руб./т. —оптовая цена за электроэнергию.

2.2.11 Убытки от потерь П определяют по формуле:

Где , т/год — годовая производительность трубопровода;

L, км —длина трубопровода;

Н=0,006% — норма потерь на 100 км.,

Ц=20 руб./т —отпускная цена.

2.2.12 Прочие расходы Н, определяют по формуле:

Где ,— заработная плата на НПС, см. таблицу 3

Таблица 4— Структура эксплуатационных расходов

№	Виды затрат	Сумма, тыс.руб.	Структура, %
1	Годовой фонд зарплаты	631,7	5,8
2	Амортизационные отчисления	2082,5	19,1
3	Текущий ремонт	465,5	4,3
4	Электроэнергия	7310	67
5	Топливо	0,84	0,01
6	Потери	255	2,3
7	Прочие расходы	157,9	1,4
8	Всего	10903,44	100

2.2.13 Себестоимость перекачки , коп./тыс.км., определяют по формуле

Где: ,—эксплуатационные расходы на линейную часть газопровода,

см. пункт 2.2.2;

—эксплуатационные расходы на НПС, см. пункт 2.2.6;

Q, млн.т/год —годовая производительность трубопровода;

L, км —длина трубопровода.

2.3 Расчет технико—экономических показателей нефтепровода

2.3.1 Прибыль П, определяют по формуле:

Где М— размер оплаты по тарифу 0,23 коп./т*км;

—себестоимость перекачки, см. пункт 2.2.13;

Q— годовая производительность трубопровода;

L, км. — длина трубопровода.

2.3.2 Рентабельность Р, определяют по формуле:

Где П—прибыль, см. пункт 2.3.1;

, тыс. руб.—общий объем капиталовложений в линейную часть нефтепровода, см. пункт 2.1.14.

2.3.3 Производительность труда ПТ, определяют по формуле:

Где: Q, т/год — годовая производительность трубопровода;

Ч — число рабочих на ГПС и ППС

На ГПС=60 чел.;

На ППС=40чел.;

N — число НПС.

2.3.4 Срок окупаемости T, лет, определяется по формуле:

Где — общий объем капиталовложений в динейную часть

нефтепровода, см. пункт 2.1.14;

П, тыс. руб. — прибыль, см. пункт 2.3.1

2.3.5 Фондоотдачу , руб./руб., определяются по формуле:

Где Q, т/год — годовая производительность трубопровода;

L, км — длина трубопровода;

М — размер оплаты по тарифу;

, тыс.руб. — общий объем капиталовложений в линейную часть

трубопровода, см. пункт 2.1.14

№	Показатели	Значение на 1984 год	Значение на 2017 год
1	Число НПС	9
2	Капитальное вложение, тыс. руб.		3 074 962,9
3	Эксплуатационные расходы, тыс. руб.		369 953,7
4	Себестоимость, коп/т. км.	0,068	2,3
5	Число рабочих, чел.	380
6	Производительность труда, т./чел.
7	Прибыль, тыс. руб.		1 168 040
8	Рентабельность, %	38%
9	Фондоотдача, руб./руб.	0,54	18,3
10	Срок окупаемости, лет	2,6

Цены 1984 года пересчитываем на 1991 год, умножая на коэффициент k=1.17. Полученный результат пересчитываем на 2017 год умножая на коэффициент k=29.

Вывод: Строительство трубопровода экономически выгодно, так как рассчитанный срок окупаемости равен 2,6 года, что меньше нормативного 6 – 7 лет.