"Мы застряли в бюрократической машине"

Заместитель министра энергетики Михаил Курбатов рассказал "Власти" о годе работы в правительстве, перспективах развития электроэнергетики и ее реальных показателях, адекватности инвестпрограмм сетей и спорах правительства с "Роснефтегазом".

"Функции министерства простираются далеко за грань стратегических"

Вы проработали в Минэнерго год. Что удалось сделать за этот год, а что не удалось?

Как на любой руководящей должности, передо мной после назначения в конце июля 2012 года встало два типа задач — стратегические и операционные. И если, приглашая меня на работу, обсуждали первые, было понятно, что уволить могут именно за вторые. Поэтому первоочередной задачей было качественное обеспечение выполнения операционных задач. В электроэнергетике, к сожалению, функции министерства простираются далеко за грань стратегических, требуя глубокого погружения в операционные процессы.

А именно?

Это координация подготовки к зиме, проведение конкурсного отбора мощности (пока на ежегодной основе), утверждение и контроль исполнения всех инвестиционных программ, утверждение нормативов технологических потерь при передаче электроэнергии и тепловой энергии, удельного расхода и запасов резервного топлива при производстве тепловой энергии и так далее. Эти функции больше свойственны либо компаниям, либо, в нашей структуре власти, федеральному агентству. Но у нас в электроэнергетике такие операционные функции присутствуют. В моем понимании, министерство должно в большей степени заниматься стратегическими вопросами, изменением нормативно-правовой базы, обеспечением развития отрасли. Тем не менее задача по обеспечению качественного выполнения оперативных функций была поставлена, и, как мне кажется, команде удалось с ней справиться. Я специально не упоминаю о таком вопросе, как обеспечение надежного энергоснабжения Олимпийских и Паралимпийских игр 2014 года, хотя на это в какой-то момент приходилось тратить до 40% рабочего времени.

А не было мысли каким-то образом выделить функции, которые несвойственны министерству?

Вопросом, правильно ли, что на министерство возложены эти функции, мы задались сразу. Мы создали специальную рабочую группу, которую возглавил председатель правления НП "Совет рынка" Вячеслав Кравченко, ее задачей было проанализировать, какие функции Министерства энергетики можно передать либо на аутсорсинг, либо в какие-то некоммерческие объединения — в "Совет рынка", в саморегулирование... Честно скажу, по этой части мы никуда не продвинулись. То есть все вроде согласились, что функции неоптимально зафиксированы. Эта проблема восходит еще к реорганизации РАО "ЕЭС России". Тогда, напомню, существовали Минпромэнерго, Росэнерго и собственно РАО ЕЭС. При реорганизации РАО ЕЭС был составлен перечень функций, которые от него нужно передать в министерство. Этот перечень так полностью передан и не был. И мало того, через очень короткий период времени министерство было реорганизовано, Росэнерго соединили с министерством энергетики, и при этих преобразованиях совершенно точно не все функции распределили оптимальным способом. Это признают все, и мое экспертное мнение в том, что здесь есть поле для оптимизации. На то, каким образом это сделать, есть разные взгляды, в том числе взгляд "Системного оператора", который говорит, что министерству нужны дополнительные функции, и взгляд старых энергетиков, по мнению которых министерство должно действовать по модели Советского Союза, когда у него было значительно больше функций, больше персонала, и вообще было отдельное Министерство электрификации. В целом эту задачу нам еще предстоит решить. Просто она требует большой аккуратности и вдумчивого подхода. Ни в коем случае нельзя ничего обрезать или добавлять, не проведя достаточный анализ.

А от каких функций, по вашему мнению, необходимо избавиться? И какие, возможно, нужно дополнить?

Я бы попробовал вывести на аутсорсинг все, что касается утверждения нормативов: потерь в тепловых и электрических сетях, удельные расходы топлива при производстве.

Аутсорсинг какого уровня?

Возможен аутсорсинг нескольких уровней: либо некая форма саморегулирования, либо, например, все можно перевести в организацию вроде Российского энергетического агентства, которое просто будет оказывать соответствующую услугу, собирая некий минимальный платеж с компании и нанимая на эти деньги экспертов, которые выполняют работу. Также, по моему мнению, регулирование розничного рынка электроэнергии (РРЭ) со временем следовало бы вывести на уровень "Совета рынка". Важно, чтобы была площадка, где потребители, сбытовые компании, сетевики могли бы снимать свои конфликты и где существовал бы арбитраж, состоящий из квалифицированных участников профессионального сообщества. Сейчас мы, конечно, все это пытаемся прописать на уровне постановления правительства, и объективно не без успеха: многие проблемные зоны на РРЭ за последние несколько лет были устранены. Но все-таки была бы нужна более быстрая обратная связь. И я считал бы правильным сдвинуть часть регулирования на "Совет рынка".

А какие функции нужно добавить?

Глобальная миссия министерства в части электроэнергетики, на мой взгляд, поиск баланса между надежностью поставки электроэнергии и ее ценой. Можно сделать очень надежную энергосистему, но настолько дорогую, что экономика не сможет за нее платить — предприятия просто придется закрывать из-за недоступно дорогой электроэнергии. Можно, наоборот, максимально дешевую (оплачивать энергетикам только расходы на топливо и немного на заработную плату), но настолько ненадежную, что со временем это выльется в риски, не переносимые для стратегической безопасности и социально-экономического развития страны. Понятно, что это доведенные почти до абсурда крайности. Но поиск золотой середины между ними, выбор способа и технологий достижения этого баланса, является важным стратегическим решением, значительно влияющим на развитие нашей экономики. Это и должно быть нашей основной задачей. Это касается предложений и по формированию инвестиционных программ, и по тарифному регулированию, и по механизму работы рынков. Если что-то и добавлять, нужно взглянуть на эти две точки — надежность и цены. Цены — это тарифные органы и совет рынка, а надежность — это в первую очередь "Системный оператор". Мы ни в коем случае не замахиваемся на полномочия этих организаций, скорее наоборот. Но координации и взаимоувязки решений, а также и единой ответственности, думаю, можно было бы прибавить.

Чем запомнился первый год работы в период запуска правительства Дмитрия Медведева?

Начать, конечно, стоит с прохождения осенне-зимнего периода (ОЗП). Все члены команды волновались по этому поводу: несмотря на то что у многих за плечами опыт участия в прохождении и "ледяных дождей", и системных технологических нарушений, все-таки уровень ответственности оказался принципиально другим. В итоге всех работников отрасли и сопричастных людей все мы обязаны поблагодарить — в ОЗП 2012/13 аварийность снизилась по сравнению с предыдущим период на 3%. И это при том, что зимой был достигнут исторический максимум потребления — 157 ГВт. Мы сами не ожидали, что будут такие результаты. Этому есть и объективные причины: слава богу, природа не подбросила особенных испытаний, за исключением, может, только снегопада в Псковской области и серии ураганов на Дальнем Востоке. Также помогли реализованные в последние годы инвестпрограммы — как в части нового строительства, так и модернизации старого оборудования, расчистки тех же лесных просек, которые подвели в 2010 году. Но, с другой стороны, мы модернизировали организационные процедуры проверки готовности к зиме, что, как мне кажется, пошло на пользу. При этом не обошлось без серьезных вызовов, с которыми энергетики, считаю, с честью справились.

Простите за крамольный вопрос, а насколько необходима такая масштабная подготовка к зиме, ведь в других странах она оставлена на волю экономических стимулов...

Это очень хороший вопрос, мы его часто задавали себе сами и успели подробно обменяться опытом с зарубежными коллегами. Очень хотелось бы, чтобы у нас, как, например, в Финляндии, работали бы в основном экономические мотивы надежного обеспечения потребителей теплом и электроэнергией. Считаю это абсолютно достижимой и правильной целью, и уже сейчас сделаны и делаются шаги по изменению нормативной базы в этом направлении. Но путь этот долгий. Финляндия — страна со схожим климатом, где тоже бывают очень холодные зимы. У них централизованной подготовки к ОЗП нет, но при этом финские теплоэнергетики делают все те же мероприятия, что и наши. Например, так же содержат избыточные резервные запасы топлива, несмотря на то, что это явное отвлечение денежных средств. Почему, если никто не заставляет? Потому что, во-первых, у них за перерывы в энергоснабжении налагаются колоссальные штрафы. А во-вторых, как и у нас, есть административно-политические риски: если зимой произойдет ЧП, глава компании, вероятно, будет вынужден уйти в отставку, поскольку потенциальный ущерб от нарушения теплоснабжения зимой неизмерим. Поэтому необходимо быть предельно осторожными — пока мы не убедимся, что корректно заработали экономические мотивы, придется сохранять весь арсенал мер административного воздействия, каким бы он ни казался устаревшим. Нельзя просто отменить одно, не введя другое.

"Принятый вариант уж точно лучше, чем все возможные альтернативы"

Вы рассказали об обеспечении непрерывности процессов. В других аспектах сдвиги были?

Если говорить о развитии нормативно-правовой базы, первое, что вспоминается, это, конечно, формирование "Российских сетей". В этой истории было много различных позиций, но я считаю, что принятый вариант — когда большие сети не управляют малыми или наоборот, а есть холдинг с операционными дочерними компаниями,— это правильное решение. Уж точно лучше, чем все возможные альтернативы. Параллельно с этим преобразованием шло принятие нескольких стратегических документов — в первую очередь указа президента о формировании "Россетей". Он задает вектор: вводить сравнительный анализ расходов сетевых компаний (бенчмаркинг), не отходить от RAB-регулирования, поэтапно привлекать частные инвестиции в отрасль и консолидировать территориальные сетевые организации. В развитие этого указа вышла стратегия развития электросетевого комплекса, которая была рассмотрена на совещаниях у президента и впоследствии утверждена на совете директоров "Россетей". В ней заложено сразу несколько стратегических решений. Как пример, целевым образом ограничена доля сетевой составляющей в конечной цене на электроэнергию, которая не должна превышать 40%. Впервые в документе такого высокого уровня заданы ориентиры расходов на сетевую инфраструктуру. Сетевой тариф как таковой, возросший в доле и не очень понятный с точки зрения обоснования,— это составляющая, которая сейчас подвергается наибольшей критике со стороны потребителей, особенно владельцев энергоемких производств, для которых от расходов на электроэнергию в условиях падающих цен и объемов их продукции на глобальных рынках стало зависеть выживание. Результаты укрупненного сравнительного анализа действительно показывают, что потенциал повышения эффективности в электроэнергетике есть, но, чтобы его реализовать, требуется серьезнейшая работа с преодолением сопротивления тех, кому такая неэффективность выгодна. "Россети" — большая компания, с большими ресурсами, перед которой стоят большие задачи. И если все остальное мы еще можем на своем уровне сделать как Министерство энергетики, то снижение операционных расходов и удельных капитальных расходов — это задача менеджмента, и этим необходимо в первую очередь заниматься. И еще одна задача, приоритетная для нас,— это улучшение качества присоединения новых потребителей к электрическим сетям. Она приоритетна и для нас как для министерства, и, конечно, для менеджмента "Россетей", потому что зачастую, как показывает, например, практика Москвы, бизнес-процессы компании даже важнее, чем нормативно-правовое регулирование. К предыдущему менеджменту компании МОЭСК были серьезные претензии по работе с техприсоединением потребителей. Сейчас новый менеджмент по-другому подходит к этому вопросу, и то, что МОЭСК сделала за последний год, при том что над ними довлели мы, Минэкономики, мэрия Москвы,— это серьезнейший шаг вперед. Боюсь, что от монополий в других секторах, например от ОАО "Газпром", такое мы в ближайшее время не увидим. На примере Москвы считаю, что так и дальше нужно действовать — совершенствовать нормативную базу, а если менеджмент сетевых компаний не справляется — проводить качественные кадровые решения.

А сами сети не жалуются на перекрестное субсидирование льготников?

Конечно, жалуются. Но это был идеологический выбор правительства, который, на мой взгляд, пересматривать уже нельзя. Сама по себе плата за техприсоединение — очень хороший инструмент, и лично мне всегда нравился: он мотивирует потребителей думать о том, какой уровень потребления им на самом деле нужен, так как за каждый дополнительный киловатт приходится платить рублем. Но одобренная несколько лет назад задача свести плату за присоединение чуть ли не к нулю — серьезнейшая мера по стимулированию развития нового бизнеса. B отличие от 90-х годов, когда альтернативных источников не было, что породило дефицит свободных мощностей и масштабную коррупцию, решение об уменьшении платы за техприсоединение принималось одновременно с введением RAB-регулирования. Безусловно, эта льгота ляжет в тариф на передачу. Но не будем забывать, новое присоединение — это новое потребление электроэнергии, и чем больше потребителей, тем меньшая доля расходов по содержанию сетевой инфраструктуры приходится на одного потребителя или один киловатт-час. Проблема состоит, как это ни парадоксально, в доверии предпринимателей к прогнозируемости действий государства, в том, как потребители ведут себя в изменяющихся обстоятельствах.

Сейчас в крупных городах и официальная стоимость техприсоединения упала (особенно для малого бизнеса), и так называемая неофициальная, или коррупционная. К сожалению, полностью от коррупционных процессов избавиться пока не удается, но сокращение масштабов коррупции в этой сфере, судя по опросам, налицо. То, что она остается, часто связано и с тем, что многие люди до сих пор не знают или не верят в свои права в этой сфере. Итог: потребители стали платить значительно меньше, чем платили раньше. Но пока нам не удалось принять нормативно-правовую базу, которая мотивировала бы потребителя к тому, чтобы задумываться над заявкой, с которой он приходит к сетям. Мы предложили и плату за резерв — платеж за невыбранную, но построенную по заявке сетевую мощность, и договоры take-or-pay. Концептуально все вроде согласились, но сначала это на всякий случай заблокировали крупные потребители, а теперь сети попросили норму на один год перенести — недавно вышло соответствующее постановление правительства.

В какой стадии находится сейчас работа над бенчмаркингом для электросетей?

Методика должна быть утверждена в четвертом квартале. Бенчмаркинг — слово очень емкое, за ним стоит огромная методологическая работа по нескольким направлениям. Первое — это сравнение удельной стоимости строительства. Цель работы — определить эталонную стоимость строительства: сколько должно стоить строительство, допустим, 100 км линии электропередачи такого-то напряжения в такой-то местности. Под каждый такой объект инвестпрограммы должен быть типовой проект, чтобы у нас не было, как сейчас, когда каждый объект — уникальное проектное решение. Это называется "альбом типовых проектных решений". По каждому из типовых проектов должна быть определена типовая стоимость. На основании таких расчетов мы сможем сформировать почти невозможное — экономические мотивы естественным монополиям заниматься сокращением издержек. Сделать это можно за счет простого решения — в RAB-регулировании в базу капитала принимать не фактическую стоимость строительства, а эталонную. То есть возврат инвестиции осуществляется по эталонной стоимости: построил дороже, деньги не вернешь, дешевле — получишь большую доходность. То же касается наиболее критикуемого сегодня показателя — загрузки новых объектов сетевого строительства. Как в этом плане применяется бенчмаркинг? Если подстанция построена, была заявлена одна загрузка, а через три года по факту она оказалась другой, то к базе капитала должен применяться дисконт. Вот упрощенный пример. Допустим, подстанция стоит 100 руб., ты построил ее за 120 руб.— все равно получаешь 100. Дальше, если она у тебя еще и загружена на 20%, а ты обещал 48%, то начисляется еще 20% скидки. То есть ты получаешь возврат на 80 руб., хотя построил ее за 120. Вот, что будет, если ты неэффективно строишь и искусственно раздуваешь свою инвестиционную программу. Мы эту идеологию продвигаем давно и последовательно, многое уже удалось внести в нормативную базу, но сами монополии делают все, чтобы система не заработала, хотя в открытую, конечно, всегда выступают в поддержку указанного подхода.

А если подойти к бенчмаркингу чуть шире, будет ли сопоставляться целесообразность строительства сетей и распределенной генерации? Может быть, где-то сети вообще не нужно строить?

Разумеется, зачастую вместо того, чтобы тянуть ЛЭП в маленькую удаленную деревню, проще поставить на месте дизель-генератор или что-нибудь в этом роде. По идее нужно дать право это делать сетевым компаниям. Еще лучше — устроить большой конкурс, сказать, что сетевиков пускать в генерацию нельзя, и каждый раз проводить конкурс, определяя, кто дешевле построит и будет дешевле эксплуатировать: сетевики или дизель-генераторы. Вторая альтернатива мне хоть и симпатична, я сильно сомневаюсь в возможности ее широко тиражировать. Поэтому наше предложение — это при определенных оговорках законодательно дать право сетевой компании владеть в таких случаях распределенной генерацией. С учетом потерь, которые несет сетевая компания, ей и потребителям зачастую выгоднее построить распределенную генерацию.

"Любая компания сочла бы за счастье иметь такого инвестора, как "Роснефтегаз""

Будет ли пересмотрен прогноз прироста спроса на электроэнергию? Недавно НП "Сообщество потребителей энергии" выступило с протестом против прогноза энергопотребления, заложенного в схему и программу развития ЕЭС, заявляя, что в программу заложен прирост потребления в 1,79%, который, по их мнению, завышен и не учитывает выработку распределенной генерации.

Схема и программа перспективного развития ЕЭС является единственным реальным рабочим документом, на основе которого формируются инвестиционные планы. Специально в этом году мы провели ее общественное обсуждение, в том числе с участием ярых критиков. Первое: при формировании баланса учитывается вся распределенная генерация, даже розничная: она вычитается из потребления, которое заявляет предприятие. И "Системный оператор", и Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ), которое с другой стороны видит эту ситуацию,— обе эти структуры это учитывают. Второе: как к этим цифрам относиться. Есть методика "Системного оператора", который скрупулезно собирает и отфильтровывает новые заявки на технологическое присоединение во всех регионах. Есть подход АПБЭ, который предполагает декомпозицию прогнозируемого роста промпроизводства по отраслям с последующим пересчетом в прирост электропотребления исходя из электроемкости каждой отрасли. Этими двумя разными подходами получили очень близкий результат, у "Системного оператора" он был немного выше — 1,8% в среднем. Потребители посчитали по-другому: их цифра в среднем была чуть более 1,6%. Есть еще региональные программы, где рост учитывают почти с любым обоснованием — вот там действительно впечатляющие прогнозы прироста электропотребления — 20% в год не предел. Давайте теперь возьмем не средние цифры на 8 лет, а 2013 год, чтобы разговор был конкретный. Итог прошлого года — прирост электропотребления 1,64%. В январе, когда мы это все обсуждали,— прирост 1,61%. В итоге прогноз, который мы поставили на 2013 год,— 1,5%. Таких негативных прогнозов по общему экономическому росту, как сейчас, не было. Знаете, какой рост электропотребления накопленным итогом с января по июль? Первыми узнаете — цифры только получили: 0,36%, с корректировкой на то, что прошлый год високосный. Без корректировки — падение электропотребления! На тех общественных обсуждениях никто даже близко не мог себе представить, что всего через полгода будет такая ситуация. Боюсь, что Сообществу потребителей энергии сейчас придется не об учете в прогнозе распределенной генерации думать, а о том, как работать при таких ситуациях на рынках их конечной продукции. Цифры электропотребления у нас приходят раньше другой макроэкономической статистики, и пока далеко идущие выводы делать рано, но все-таки: за последние 25 лет спад электропотребления был только три раза — без труда догадаетесь, в какие годы. Но на всякий случай поручение готовить корректировки в схему я уже дал.

Как вы оцениваете потенциальную или существующую роль "Роснефтегаза" в электроэнергетике?

Роль компании "Роснефтегаз" определена указом президента России N695 как роль стратегического инвестора. У "Роснефтегаза" есть преимущество — свободные денежные средства, и любая компания сочла бы за счастье иметь для подстраховки такого инвестора, как "Роснефтегаз". Как мы уже неоднократно заявляли, у "Роснефти" есть определенная синергия с "Интер РАО ЕЭС" в части взаимных долгосрочных отношений по поставкам газа и электроэнергии, а также взаимодействия при выходе на внешние рынки, и мы полностью поддерживаем их объединение в рамках одной корпоративной структуры "Роснефтегаза". Если дальше увидим, что какой-то из компаний ТЭКа нужны инвестиции, разумные лимиты заимствований выбраны, а котировки акций будут по-прежнему на нижних уровнях, то "Роснефтегаз" может выступить в качестве стратегического инвестора на период, пока рынок акций не вернется к нормальным фундаментальным показателям.

А почему с "РусГидро" не получилось? Была же концепция, по которой "Роснефтегаз" становится инвестором, а "РусГидро" нужны средства на развитие РАО "ЭС Востока".

Почему не получилось? Средства в итоге поступили в уставный капитал, реализуются четыре важнейших проекта строительства новой генерации на Дальнем Востоке. "РусГидро" — одна из самых интересных компаний, которые сейчас находятся в госсобственности. Она могла бы, как и "Роснефть", стать мировым лидером: компания входит по объему гидромощностей в топ-3 в мире, у нее есть свои компетенции, есть много наработок в возобновляемой энергетике, в строительстве, в эксплуатации гидротехнических сооружений... Компании нужно, на мой взгляд, поэтапно выходить на зарубежные рынки, развивать свои смежные компетенции, строить. Я считаю, что "РусГидро" должна быть в прямой собственности государства, по крайней мере в обозримом времени. Это соответствует и мировой практике управления гидроэнергетикой. А если уж рассматривать варианты уменьшения доли участия РФ в капитале, то это должны быть стратегические сделки — с тем чтобы пустить иностранный капитал, с кем-то объединиться, выйти на новые рынки. А просто провести допэмиссию и получить деньги — это слишком мелочно для такого масштабного с точки зрения истории гидроэнергетики, не побоюсь сказать — национального проекта. У этой компании огромный потенциал.

Какие задачи вы будете решать дальше?

Если говорить о стратегических задачах, то перед нами пять ключевых вызовов. Это два по-настоящему неприятных и давно нерешаемых вопроса — неплатежи и перекрестное субсидирование,— и три системных изменения. Это рынок тепла, рынок электроэнергии и, конечно, сети. По неплатежам мы приняли много нормативных изменений: в первую очередь сделали понятной процедуру смены гарантирующего поставщика и, как известно, уже лишили статуса наиболее одиозных неплательщиков. Приняли более справедливую методику установления сбытовых надбавок. Ввели финансовые гарантии. Очень плотно, адресно поработали с регионами с низкой платежной дисциплиной, в том числе с Северо-Кавказским федеральным округом. Итог — мы развернули ситуацию на оптовом рынке электроэнергии. Теперь нужно улучшить и собираемость на розничном рынке электроэнергии. Закон по неплатежам сейчас в правительстве, и надеюсь, что в этом месяце на законопроектной комиссии мы сможем его рассмотреть. По перекрестке, по теплу и по модели энергорынка мы подготовили комплексные ответы, как каждую из этих проблем решать. В целом это минус, и я считаю, что мы отработали на "удовлетворительно": имея еще на начало года ответы по всем трем пунктам, мы так и не смогли протащить через бюрократическую машину ни одного готового решения. Мы в ней застряли. Это плохо. Это мне большой минус.

А в этом году вы успеете доработать эти задачи?

По теплу уже есть короткая версия закона, которая сейчас в Думе, есть длинная версия, которую мы сейчас пишем. Я считаю, что она в наибольшей степени готовности, и надеюсь, что мы успеем принять поправки в закон о теплоснабжении и выпустить какую-то часть нормативной базы. По модели рынка значительно более тяжелый вопрос. Он утыкается в достоверность прогнозов цен на электроэнергию, что, конечно, будет ключевым критерием при принятии решения. То же самое касается перекрестного субсидирования. "Последняя миля" — вообще крайне неприятная задача, не дай бог кому ею заниматься: куда ни взгляни, везде есть пострадавшие — либо надо повышать тарифы для населения, либо для среднего бизнеса, либо для крупного, за счет которого средний бизнес и население сейчас живут. Либо урезать сети, что, казалось бы, сейчас с конъюнктурной точки зрения самое правильное, но все же мы видим, что "последняя миля" и перекрестное субсидирование имеют разные последствия в разных регионах. Есть регионы, где так сделать просто нельзя,— это не просто увеличивает риски, а прямо-таки подрывает подготовку к зиме. На мой взгляд, до конца года нужно поставить точку и просто методично довести до конца принятые решения по этим пяти вопросам. Ну и в завершение не могу не отметить, как маленькую вишенку на пирожном, что, несмотря на все перечисленные сложности, нам удалось почти с нуля за год заложить нормативную основу для развития новой перспективной индустрии — возобновляемой энергетики. Уже есть первые вводы ВИЭ на розничном рынке, ждем в декабре первых конкурсов на оптовом рынке электроэнергии. Напомню, что принятые нами документы задают очень высокие требования по локализации, и уверен, что у нас здесь точно появятся новые высокотехнологичные рабочие места, как и поручил нам президент.