Силовой остров

11.12.2009 Еженедельник промышленного роста

Перспективы развития энергомашиностроения в России зависят от способности государства найти верный баланс между интересами производителей и потребителей электроэнергии

Российский энергомаш был одной из тех отраслей отечественной промышленности, чьи перспективы развития еще год назад казались почти безоблачными. Инвестпрограмма РАО ЕЭС и наследовавшая ей Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики, принятая в 2008 году, гарантировали максимальную загрузку производителям турбин и котлов. Однако финансовый кризис внес серьезные коррективы в эту пасторальную картину. По итогам восьми месяцев текущего года производство отраслевой продукции в натуральном выражении упало в среднем на 40% (см. таблицу 1, таблицу2). По мнению опрошенных представителей энергомашиностроительных компаний, итоги года могут оказаться еще более грустными. Переломить этот тренд можно, только четко следуя, по образному выражению одного из них, политике «ни шагу назад, или в сторону от генсхемы». Понятно, что схема и привязанные к ней инвестиционные обязательства энергокомпаний должны быть исполнены. Но у энергетиков есть и своя правда: инвестиционные обязательства рассчитывались в принципиально иной экономической обстановке, взять хотя бы банковские ставки или цены на электроэнергию. Разрешить этот конфликт интересов без участия государства, инициировавшего программу приватизации и модернизации энергетической системы, очевидно, не удастся.

Остановка по требованию

Чтобы оценить сложность сегодняшней ситуации, посмотрим на цифры: за девять месяцев 2009 года потребление электроэнергии в России сократилось на 5,3% по сравнению с аналогичным периодом 2008-го. При этом сокращение было территориально дифференцированным: в 10 субъектах РФ потребление электроэнергии выросло, тогда как в 16 субъектах РФ темпы сокращение электропотребления как минимум вдвое превышало среднероссийский показатель. Результат: 15-процентное падение оптовых цен на нерегулируемом ОРЭМ (оптовый рынок энергии и мощности), где сегодня реализуется до 30% всей электроэнергии. Для полноты картины следует сказать о неравномерном распределении кризисного бремени между различными типами генерации. Сильнее всего пострадали тепловые электростанции, сократившие выработку на 11%; атомщики легко отделались, уйдя в минус только на 3%, а выиграли больше всех гидроэлектростанции, увеличившие производство электроэнергии на 10%.

При этом восстановление спроса на докризисном уровне ожидается не ранее 2012 года, пока же Минэнерго, по статусу обязанное демонстрировать оптимизм, прогнозирует в 2010 году рост на 0,2%, а системный оператор некоммерческого партнерства «Совет рынка» оценивает дополнительное снижение спроса еще на 3–5%.

Попытка государства поддержать энергетиков за счет повышения тарифов (с начала года для промпотребителей электроэнергия подорожала в среднем на 19%, а для населения — на 25%), по мнению опрошенных представителей энергокомпаний, мера в целом верная, но исправить ситуацию она не может, так как имеет вполне конкретный предел полезности, определяемый задачами сдерживания инфляции. Самое печальное для машиностроителей во всей этой энергетической истории заключается в том, что сокращение текущих доходов и сумрачные перспективы на ближайшее будущее радикальным образом изменили фондовый имидж энергетиков. С осени прошлого года капитализация генерирующих компаний в среднем упала вчетверо, и в результате они фактически лишились возможности привлекать заемные средства, за счет которых большинство этих предприятий, собственно, и планировало финансировать исполнение инвестиционных обязательства по генсхеме. Ну а дальше уже сработал эффект домино: энергокомпании одна за другой начали объявлять либо о планах, либо уже о решениях по урезанию инвестиционных программ (см. таблицу 3). Чемпионом в этом соревновании экономных оказалась Московская объединенная электросетевая компания (МОЭСК) которая сократила свою инвестпрограмму на 2009 год в два с половиной раза — с 52 до 21 млрд рублей. Даже неспециалисту очевидно, что сокращения подобного масштаба в капиталоемкой отрасли с длительным инвестиционным циклом не могут быть спровоцированы падением спроса на пять или более процентов. Должны быть и другие причины.

Гениальная схема

Реформа энергетики в любой стране — дело крайне болезненное и сложное. Когда же требуется провести ее в сжатые сроки, то задача усложняется геометрически. Чтобы продать старые изношенные станции за живые и немалые деньги и при этом обязать новых собственников их модернизировать, нужен миф, но хорошо согласующийся с реальными цифрами или по крайней мере совпадающий с ними на период ведения переговоров о продаже. Анатолий Чубайс с этой задачей справился великолепно: он создал миф, но такой, что никто и никогда не сможет его упрекнуть. Миф этот заключается в том, что российскую энергетику ждет невиданный расцвет, что энергопотребление в стране будет расти невиданными темпами, а потому инвестиции в отрасль — это беспроигрышный вариант, новое Эльдорадо. На этом драйве была построена вся финальная сцена пьесы «Реформа РАО ЕЭС», закончившаяся фиксацией мифа в качестве официального документа, вышеупомянутой Генеральной схемы, предполагающей, в частности, что с 2010 года ежегодно в строй будет вводиться около 13 ГВт мощностей — на порядок больше показателей 2000–2008 годов и в полтора раза больше того объема, который вводился во всем СССР в последнее десятилетие его существования (см. таблицу 4). Необходимость этих гигантских мощностей определялась прогнозами темпов роста потребления электроэнергии на уровне 4–5% в год.

Как признает Игорь Кожуховский, гендиректор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) и бывший начальник департамента экономической политики РАО ЕЭС, этот прогноз был завышен. Всех напугал 2006 год, когда потребление разом скакнуло на 4,2%, объясняет он. Впрочем, некоторых этот скачок даже вдохновил. При среднем объеме вводов по 1,7–1,8 ГВт в год в период с 2000-го по 2005 год и экстраполяции данного темпа роста возникал «крест Чубайса» — пересечение темпов производства и потреблением энергии на оси времени, угрожающее стране тотальным энергодефицитом, требующее срочных огромных инвестиций и обещающее инвесторам гарантированную прибыль.

По словам представителя одной из инжиниринговых компаний, проблемы с выполнением инвестпрограмм начались еще до кризиса. Уже за полтора-два месяца до кончины РАО ЕЭС (компания ликвидирована 1 июля 2008 года) никаких тендеров не проводилось. Или конкурсы организовывались, но их результаты не объявлялись. Или объявлялись результаты, но уже было понятно, что ничего не будет — ни строек, ни денег. Частные инвесторы поняли, что планы, намеченные в РАО ЕЭС, выполнить нереально. Начавшийся вскоре мировой кризис лишь обострил уже существовавшие проблемы. Поэтому, когда в середине нынешнего года стало очевидно, что падение спроса не кратковременная флуктуация, а по меньшей мере среднесрочный тренд, инвесторы не преминули воспользоваться шикарным «кризисным» поводом для ревизии Генеральной схемы, висевшей над ними дамокловым мечом (в случае невыполнения новыми владельцами инвестобязательств их ждет штраф в размере до 25% от стоимости неисполненных пунктов инвестпрограммы).

Корректировка на марше

«Если полгода назад отдельные упертые оптимисты еще верили в возможность реализации заложенного в генсхеме сценария, то сейчас всем ясно, что он неосуществим, — говорит главный аналитик Промсвязьбанка Дмитрий Грицкевич. — По сути, инвестпрограмма уже не выполняется». Президент компании «ЭМАльянс», производящей котельное оборудование, Тимур Авдеенко, видит проблему несколько иначе. «Если брать за основу Генеральную схему развития генерирующих мощностей, одобренную правительством, то на сегодняшний день отставание по срокам ее реализации уже составляет около 50 процентов», — дает он свою оценку. Так или иначе, но явочным порядком генсхема начинает приводиться в соответствие с реальностью. Представители машиностроительных и энергетических компаний сейчас дружно обсуждают уже не саму генсхему, а то, как она может быть скорректирована. Наиболее вероятный вариант, по мнению большинства опрощенных специалистов, таков: сам перечень объектов и их мощность пересматриваться не будут, а вот сроки строительства и запуска могут быть перенесены.

Правительство в лице Минэнерго по данному поводу пока решений не принимало, и официально генсхема остается в силе и по объектам, и по срокам. В выжидательной позиции чиновников есть смысл, считает начальник аналитического управления ИФК «Алемар» Василий Конузин. «Во-первых, необходимо понять, что будет происходить на рынках заемного капитала. Ситуация с привлечением кредитных средств уже начала улучшаться. Во-вторых, многое зависит от условий, которые государство утвердит для работы на долгосрочном рынке мощности, ДРМ», — поясняет Конузин. Долгосрочный рынок мощности рассматривается сегодня как основной инструмент возврата инвестиций генераторам. Он устанавливает правила регулярных выплат генкомпаниям, которые должны компенсировать условно-постоянные расходы электростанций. Его запуск, согласно утвержденному в конце июля в Минэнерго проекту, намечен на 1 января 2011 года и должен совпасть с полной либерализацией оптового рынка электроэнергии. Напомним, что прежде поставщики энергии на оптовый рынок получали оплату в размере 85% от установленной мощности генерирующего оборудования, а покупатели оплачивали эту мощность в составе одноставочного тарифа на электроэнергию (мощность). По новому порядку мощность и электроэнергия оплачиваются раздельно. При этом при продаже мощности у поставщиков появляются обязательства по поддержанию их генерирующего оборудования в постоянной готовности к выработке электрической энергии. Эти обязательства заключаются в соблюдении поставщиком заданного системным оператором режима работы генерирующего оборудования, включая соблюдение выбранного системным оператором состава оборудования и его параметров, в участии генерирующего оборудования в регулировании частоты в сети и так далее. Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, и у них появляется прямой финансовый стимул соблюдать все предъявляемые требования.

Отметим, что этот механизм изначально создавался именно для страхования рисков снижения текущей надежности в работе энергосистемы при растущем спросе на электроэнергию. Превратить его в инструмент возврата инвестиций позволяет разделение общего ДРМ на два дивизиона — рынок старой мощности (введенной до 2007 года) и новой мощности, которые контрактуются системным оператором по разным тарифам. В частности, в проекте, подготовленном Минэнерго в июле 2009 года, потолок для старой мощности устанавливался на уровне тарифных ставок, утверждаемых правительством, а для новой была установлена планка: на конкурентном отборе в конце 2009 года она не может быть выше 500 тыс. рублей за мегаватт в месяц в европейской зоне и 600 тыс. рублей — в Сибири. Для сравнения: старые тепловые станции сегодня в среднем получают 70–150 тыс. рублей за мегаватт в месяц. Однако на участников рынка предложенные ставки не произвели благоприятного впечатления. Суть разногласий стара как мир: потребители хотят платить меньше, производители же рассчитывают окупить свои затраты на строительство генерирующих мощностей как можно быстрее, в частности «Газпром» настаивает на 700−800 тыс. рублей за мегаватт в месяц для новой мощности. Впрочем, дело не только в деньгах: по мнению представителей ОГК-3, предложенная модель не содержит стимулов для привлечения инвестиций в создание новых или модернизацию старых генерирующих мощностей, поскольку в соответствии с планируемым порядком проведения конкурентного отбора мощности (КОМ) сначала будут отбирать заявки на уже имеющуюся мощность (старую) и уже потом, если они не покроют спрос, — на вновь построенную. Поэтому энергетики, в частности, предлагают не делить генерацию на старую и новую или же в первую очередь привязывать потребителей к новой мощности, чтобы быстрее вернуть вложения. Критику вызывает и предложенный Минэнерго сценарий сближения цен на старую и новую мощность. Ведомство предлагает только начать этот процесс в 2015 году, а «Газпром», например, считает, что сближение цен в этом году должно быть уже закончено. Общее отношение энергетиков к этим противоречиям хорошо сформулировал вице-президент и гендиректор итальянской Enel по России и странам СНГ Доминик Фаш (Enel контролирует ОГК-5). «Нам бы хотелось, чтобы государство посмотрело чуть дальше своего носа. Рынок мощности — это инструмент для инвестора, и мы бы хотели, чтобы правила игры соблюдались».

Без ажиотажа

Какие выводы из происходящего на энергетическом рынке могут сделать российские энергомашиностроители? Первый: не все так плохо, как кажется на первый взгляд. Сегодня в период мирового финансового кризиса изменились условия и на рынке энергетического оборудования. Рынок продавца превратился в рынок покупателя. Причем покупателя, зачастую испытывающего финансовые затруднения.

Как отметил в беседе представитель ОГК-1, если раньше многие компании склонялись к выбору иностранного оборудования, то теперь валютные риски и рост стоимости импортного оборудования заставляют их более внимательно рассматривать предложения отечественных производителей. В частности, на Уренгойскую ГРЭС будет поставлен генератор, изготовленный ОАО «Силовые машины» по лицензии Siemens. Для нового энергоблока «Силовые машины» уже сделали две газовые турбины ГТЭ-160.

Президент компании «ЭМАльянс» Тимур Авдеенко считает, что отсутствие ажиотажа в энергетике позволит машиностроителям спокойно развиваться. Для реализации тех проектов, которые сейчас есть, достаточно производственных мощностей в России. Отечественное энергомашиностроение выпускает оборудования на 2–3 ГВт, а его ресурсы вполне позволяют увеличить этот объем до 5–6 ГВт. Более того, отечественные компании благодаря кризису, по сути, получили еще немного времени для преодоления технологического отставания. Решать эту задачу зачастую приходится через создание консорциумов, СП и покупку лицензий, а новые условия (рынок покупателя) объективно усиливают переговорные позиции российских компаний.

О позитивном влиянии кризиса можно говорить и в том смысле, что он дает дополнительные возможности укрепить позиции на внешнем рынке. Год назад мировой рынок энергетического машиностроения оценивался примерно в 70 млрд долларов. Крупнейшими игроками являются корпорации Siemens, Alstom, General Electric (GE), Westinghouse Electric, ABB. При этом наибольшей долей на рынке обладает американская GE, покрывающая всю производственную линейку продукции энергетического машиностроения и контролирующая около 24% мирового рынка. Для сравнения: доля всех российских компаний на мировом рынке составляет лишь 2% (см. график 1). В кризисных условиях, когда ценовые факторы зачастую становятся решающими, эта доля вполне может вырасти — ведь российское оборудование на 20–30% процентов дешевле западных аналогов. Если решить задачу выравнивания конкурентных условий через систему страхования экспортных контрактов, по мнению специалистов инжиниринговой компании «Технопромэкспорт», вполне реально нарастить поставки за рубеж в пределах 25–30%.

Второй вывод, менее приятный. Рынок покупателя — это рост конкуренции продавцов. Дефицит заказов, пока только обозначившийся в мировом сегменте энергетического оборудования, толкает зарубежные компании к активной экспансии, а желание российских энергетиков нарастить эффективность — к ним в объятия. И противопоставить технологическим соблазнам от Alstom и Siemens нашим производителям пока особенно нечего.

Российское энергетическое машиностроение уступает в создании мощных газовых турбин, необходимых для парогазовых установок (ПГУ), которые при выработке электроэнергии обеспечивали КПД на уровне 50–60% уже к началу 1990-х. Отставание в этой области не связано с кризисом 1990-х годов, а имеет более глубокие корни. Принцип работы парогазового цикла был впервые сформулирован именно в России. Однако, несмотря на успешное начало прикладной работы, проект создания ПГУ был свернут. Причиной стало развитие альтернативной программы, также сулившей высокий КПД (до 66%), — магнитогидродинамического генератора. В 1970-х годах в СССР активно велись работы по этой тематике, а зарубежные компании отказались от разработок как от бесперспективных и сосредоточились на газотурбинном направлении. С течением времени стало ясно, что наш проект — тупиковый. В результате к началу 1980-х годов отечественная газотурбинная отрасль отстала от мирового уровня, и это отставание с тех пор только нарастает. Между тем в мировой энергетике использование ПГУ получало все большее распространение, и доля новых проектов, основанных на этой технологии, постепенно выросла сначала до одной трети, а потом и до двух третей. В итоге доля российских предприятий на международном рынке снизилась с 10% в 1980-х годах до нынешних 2%.

Дефицит инвестиций, прежде всего в инновации, преследовавший отрасль с советских времен, предопределил отставание и в других областях. В частности, в угольной генерации, несмотря на заявления российских производителей о потенциальной способности выпускать оборудование для энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара, до настоящего времени ни одного подобного блока в промышленной эксплуатации нет, в то время как в Японии, Германии и Дании такие энергоблоки уже работают.

Помимо наращивания параметров пара мировой тенденцией является переход на технологию сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, в новейших установках — под давлением. Эта технология позволяет использовать в качестве топлива низкосортные угли, а также самые разнообразные органические отходы. Россия по внедрению таких котлов отстает, первый должен быть пущен в эксплуатацию только в 2011 году. К созданию этого котла в качестве подрядчика привлечен один из мировых лидеров котельного оборудования для тепловых станций — компания Foster Wheeler, действующая на российском рынке в тандеме с «ЭМАльянсом».

Даже в атомной энергетике, которая была, по крайней мере до Чернобыля, нашим поводом для гордости, мы отстали. Единичная мощность блока — ключевой коммерческий параметр в этой сфере. Общее правило сводится к тому, что чем он выше, тем более эффективен проект, поскольку стоимость остального оборудования и инфраструктуры величина, в общем, постоянная. У российских реакторов максимальная мощность пока не выше 1000 МВт, вследствие чего мы проиграли тендер на постройку АЭС в Финляндии, где победу одержала французская AREVA с реактором EPR мощностью 1500 МВт.

Государственный ресурс

Специалистам весь этот перечень слабых мест хорошо известен, есть у них мнение и относительно причин нашего отставания. Несмотря на несравнимые масштабы бизнеса российских и ведущих западных энергомашиностроительных компаний (см. график 2), даже эти гиганты не могут позволить себе разработку новых продуктов на собственный страх и риск. Сегодня сроки и стоимость создания современных технологий и их доведения до промышленного продукта настолько велики, что практически везде эта работа ведется при государственном патронаже и финансировании.

В США ежегодные затраты на энергетические исследования, финансируемые бюджетом, составляют 4–4,5 млрд долларов. Если говорить об энергомашиностроении, это расходы на НИОКР в области создания новых образцов оборудования и новых энергетических технологий, а главное — экспериментальных электростанций на их основе. Приоритетные направления исследований включают в себя развитие газотурбинных технологий для повышения КПД и снижения уровня вредных выбросов, чистые и эффективные технологии промышленного получения водорода, технологии тепловых электростанций с нулевым выбросом.

Другой пример — европейская программа AD700 по созданию пилотного промышленного паросилового энергоблока с температурой пара 700–720 °С и КПД более 50%. Финансирование программы ведется параллельно Европейским фондом угля и стали (межгосударственный фонд Евросоюза) и двумя директоратами Европейской комиссии. На НИОКР по данному проекту уже выделено около 100 млн евро, на стадии создания энергоблока финансирование будет увеличено до 2 млрд.

Еще один пример частно-государственного партнерства в энергетике дает Япония, где министерство экономики, торговли и промышленности и десять энергетических компаний совместно (на долевой основе) финансируют создание энергоблока мощностью 250 МВт с внутрицикловой газификацией.

Почему эта практика столь широко распространена? Потому что иначе никаких новых блоков вообще не будет, пилотный проект — это всегда гигантский риск. Вспомним о советской увлеченности магнитогидродинамическим генератором. Одна неверная ставка — и целая отрасль уходит в нокдаун. Чтобы хоть в какой-то мере скомпенсировать эти риски, государство берет на себя часть затрат, связанных с реализацией пилотных проектов. Подчеркнем особо: за рубежом производство серийных блоков не субсидируется из госбюджета (о чем иногда мечтают отечественные производители), просто в серию, благодаря пилотным запускам, идут только заведомо коммерчески успешные проекты.

В России тоже уже есть опыт подобных проектов. В частности, разработка газовой турбины 110 МВт «НПО Сатурн» при государственной финансовой поддержке на стадии НИОКР (16 млн долларов), а также поддержке РАО ЕЭС, оплатившей изготовление и сборку на Ивановской ГРЭС испытательного стенда для новых турбин. После реализации проекта «НПО Сатурн» получило заказ на мелкую серию (шесть турбин) для трех энергоблоков Нижегородской ТЭЦ.

В настоящее время в Минпромторге готовится Стратегия развития газотурбинного двигателестроения. По словам директора департамента базовых отраслей промышленности Минпромторга РФ Виктора Семенова, это своего рода «стратегия в стратегии», так как она одновременно является интегральной частью программы по развитию двигателестроения в авиационной промышленности.

Нормальный протекционизм

Участие государства в отраслевых НИОКР и пилотных проектах — важный элемент решения проблем российского энергомашиностроения. Однако представителей отечественных производителей интересуют не только вопросы стратегического развития, но и тактического выживания, а точнее, вопрос о пошлинах. Эта тема всплыла еще на стадии разработки генсхемы, когда стало очевидно, что при заложенных темпах строительства российская промышленность не справится с удовлетворением спроса на оборудование. Кризисная ситуация, планы компаний по переносу и отсрочке сроков строительства и ввода новых мощностей, по идее, должны были снять эту тему с повестки дня в принципе. Однако этого не произошло, напротив, она обрела еще большую актуальность. С предложением о снижении или отмене пошлин на импорт энергетического оборудования, в частности, выступает КЭС-Холдинг, объединяющий несколько ОГК.

По мнению Тимура Авдеенко, аргументация сторонников отмены пошлин не выдерживает критики. «В страну надо ввозить технологии, а не готовую продукцию. Тем более эта тема актуальна в условиях кризиса, когда каждое государство предпринимает большие усилия для сохранения темпов развития собственной экономики, а не экономики зарубежных стран за счет накопленных раннее суверенных фондов», — говорит Авдеенко.

Во всем мире системообразующие отрасли, в том числе энергомашиностроение, развиваются при государственном протекционизме, поскольку от этого зависит безопасность страны, государство активно поддерживает внедрение инноваций в таких отраслях, развитие их экспортного потенциала. Энергетики, по его словам, не предлагают чего-то революционного, напротив, они выступают за использование опыта других стран переходной экономики, создавших прекрасные условия не для импорта а для трансферта западных технологий и локализации производства. Руководитель отдела исследований машиностроительных отраслей Института проблем естественных монополий Василий Тиматков также считает, что государство должно контролировать ситуацию с экспансией зарубежных производителей. В настоящее время в российской энергосистеме уже существует или находится в стадии строительства несколько генерирующих объектов, в той или иной степени укомплектованных основным энергетическим оборудованием производства зарубежных компаний: Siemens, GE, Alstom. Прежде всего, речь идет о парогазовых электростанциях, которые комплектуются как минимум газовой турбиной, а иногда еще и паровой турбиной иностранного производства.

Соотношение потребностей электроэнергетики в энергетическом оборудовании и возможностей отечественного энергомашиностроения свидетельствует: значительное увеличение доли зарубежных поставщиков на внутреннем рынке неизбежно (см. график 3). В отсутствие госконтроля возможен такой вариант развития событий, когда российские производители не получат того объема заказов, на который рассчитаны их программы развития, а доля зарубежного оборудования в российской электроэнергетике значительно вырастет, что представляет угрозу энергетической безопасности страны.

Опыт таких стран, как Китай и Бразилия, показывает, что своевременное формирование необходимой нормативно-правовой базы позволяет не только подтолкнуть зарубежные компании к передаче современных технологий, но и заинтересовать их в создании наукоемких производств на территории страны-потребителя. При этом должны использоваться как стимулирующие, так и запретительные меры. К первым относятся отсрочка или освобождение от импортных пошлин при ввозе комплектующих и обрабатывающего оборудования, использование специальных налоговых режимов и так далее. Вместе с тем, предоставляя значительные льготы, необходимо четко сформулировать обязательства иностранных компаний по передаче технологий и локализации производства наукоемких комплектующих. Создание совместных предприятий должно обязательно сопровождаться не только передачей технологии, но и организацией конструкторских подразделений, которые будут способны в дальнейшем развивать и совершенствовать продуктовый ряд. Только обеспечение полноценного цикла разработки и сопровождения продукции на всех жизненных этапах можно расценивать как передачу технологий, и именно к таким условиям сотрудничества необходимо подталкивать зарубежные компании.

Споры по поводу условий работы энергорынка, условий доступа зарубежных компаний на рынок энергетического оборудования и прочие коллизии, описанные выше, свидетельствуют в первую очередь о том, что энергомашиностроение и энергетика вновь оказались в ситуации неопределенности, которая, по идее, должна была быть устранена с принятием генсхемы. Схема оказалась чересчур оптимистичной, что сыграло дурную шутку с обеими отраслями. Но рано или поздно спрос действительно снова начнет расти, значит, надо будет наращивать мощности. Поэтому, если сейчас не начать что-то делать, к моменту восстановления спроса ничего построено не будет.