Le yen japonais a largement progressé vendredi lors des échanges asiatiques face à un panier de devises majeures et mineures, commençant à se redresser après son plus bas niveau en près de deux semaines face au dollar américain, dans un contexte de forte demande pour la devise comme l'une des meilleures opportunités d'investissement disponibles, en particulier après la réunion mouvementée de politique monétaire de la Banque du Japon.

Conformément aux attentes, la Banque du Japon a maintenu son taux d'intérêt à court terme inchangé pour la cinquième réunion consécutive. Cependant, la décision a été adoptée avec seulement sept des neuf membres en faveur, deux ayant voté en faveur d'une hausse des taux – une répartition inhabituelle qui a surpris les marchés.

La Banque du Japon a également annoncé qu'elle commencerait à vendre ses avoirs en fonds négociés en bourse, signalant un éloignement progressif de la politique monétaire ultra-accommodante et la fin du programme de relance massif qui persistait depuis des années.

Aperçu des prix

•Taux de change du yen japonais aujourd'hui : Le dollar a chuté d'environ 0,55 % par rapport au yen à 147,20 ¥, par rapport au niveau d'ouverture à 147,99 ¥, avec un sommet de séance à 148,11 ¥.

•Le yen a terminé jeudi en baisse de 0,7% face au dollar, marquant une deuxième perte quotidienne consécutive, et a atteint son plus bas niveau en près de deux semaines à 148,27 ¥, sous la pression des achats importants de dollars américains à partir de niveaux bas après des données économiques américaines positives.

Banque du Japon

Conformément aux attentes, la Banque du Japon a décidé vendredi de ne pas modifier ses outils actuels de politique monétaire, maintenant ses taux d'intérêt inchangés à 0,50%, le plus haut niveau depuis 2008, pour la cinquième réunion consécutive.

La Banque du Japon maintient ses taux d'intérêt inchangés

La décision a été adoptée avec le vote en faveur de sept des neuf membres du conseil d'administration, tandis que deux ont voté pour une hausse - une répartition inhabituelle qui a ajouté un élément de surprise pour les marchés financiers mondiaux.

Lors de la réunion de deux jours qui s'est clôturée récemment, la Banque du Japon a décidé de vendre ses ETF sur le marché à un rythme annuel d'environ 330 milliards de yens. Elle a également décidé de vendre des fonds d'investissement immobilier à un rythme annuel d'environ 5 milliards de yens.

L’annonce de ventes d’actifs est perçue comme un signal clair d’un retrait progressif de la politique monétaire ultra-accommodante et de la fin du programme de relance massif maintenu depuis de nombreuses années.

Déclaration de politique monétaire

Dans sa déclaration de politique monétaire, la Banque du Japon a déclaré que l'inflation sous-jacente au Japon devrait stagner en raison du ralentissement de la croissance économique, mais qu'elle s'accélérera progressivement par la suite.

La banque a ajouté que la croissance économique du Japon devrait ralentir en raison de l'impact des politiques commerciales sur la croissance mondiale, mais qu'elle reprendra ensuite de l'élan.

La banque a expliqué qu'elle avait décidé à l'unanimité de vendre ces actifs sur le marché en se basant sur des principes de base pour leur cession, notamment le principe d'éviter les effets déstabilisateurs sur les marchés financiers.

Taux d'intérêt japonais

•Après la réunion, les estimations concernant la probabilité d'une augmentation des taux d'intérêt de 25 points de base par la Banque du Japon lors de la réunion d'octobre ont dépassé les 75 %.

•Pour réévaluer ces probabilités, les investisseurs attendent désormais de nouvelles données sur l’inflation, le chômage et les niveaux de salaires au Japon.

Kazuo Ueda

Le gouverneur de la Banque du Japon, Kazuo Ueda, devrait s'exprimer plus tard dans la journée sur les résultats de la réunion de politique monétaire, et ses commentaires devraient fournir des indices plus solides sur les perspectives de normalisation de la politique et de hausse des taux d'intérêt japonais tout au long de l'année.

À l'issue de sa réunion des 18 et 19 septembre, le Comité de politique monétaire de la Banque du Japon a décidé jeudi matin de maintenir les taux d'intérêt inchangés à 0,50 %, leur plus haut niveau depuis 2008, conformément aux attentes de la plupart des marchés mondiaux. Il s'agit de la cinquième réunion consécutive sans changement de politique monétaire.

Le résultat du vote a montré que sept membres étaient en faveur du maintien du taux d'intérêt à court terme inchangé, contre deux membres qui ont voté pour une hausse de 25 points de base.

•Ce vote est « positif » pour le yen japonais.

La plupart des crypto-monnaies ont augmenté jeudi dans un contexte de rebond de l'appétit pour le risque suite à la décision de politique monétaire de la Réserve fédérale.

Les données gouvernementales publiées aujourd'hui montrent que les demandes initiales d'allocations chômage aux États-Unis ont chuté de 33 000 à 231 000 au cours de la semaine se terminant le 13 septembre, marquant la plus forte baisse hebdomadaire en près de quatre ans.

La Réserve fédérale a annoncé mercredi une baisse de taux de 25 points de base, ramenant sa fourchette cible de 4,50 % à 4,25 %-4,00 %, une décision largement attendue. La banque centrale a également prévu deux baisses supplémentaires d'ici la fin de l'année, pour un total de 50 points de base.

Pendant ce temps, les fonds négociés en bourse (ETF) Ethereum ont enregistré des sorties nettes de 61,74 millions de dollars le 16 septembre, mettant fin à une séquence de six jours d'entrées positives et signalant une baisse de la confiance des investisseurs à court terme dans le deuxième plus grand actif numérique au monde.

Selon les données de SoSoValue, les sorties ont été menées par le fonds ETHA de BlackRock, qui a enregistré 20,34 millions de dollars de rachats, tandis que le fonds FETH de Fidelity a enregistré des sorties encore plus importantes de 48,15 millions de dollars.

En ce qui concerne les échanges, Ethereum a augmenté de 1,7% à 4 594 $ à 21h28 GMT sur CoinMarketCap.

Lorsque nous observons des fluctuations de prix dans les stations-service, nous avons généralement une idée générale de ce qui les explique. Elles sont souvent liées aux fluctuations des prix du pétrole, ou parfois à des problèmes de raffinerie qui font grimper les prix de l'essence même lorsque ces derniers sont stables. Quoi qu'il en soit, on accuse généralement les compagnies pétrolières.

Les marchés de l'électricité, en revanche, sont bien plus flous. Les factures d'électricité ont grimpé en flèche dans de nombreux endroits cet été, mais les explications varient selon les intervenants : les responsables politiques incriminent les lois climatiques, les services publics mettent en avant les améliorations des infrastructures et les analystes soulignent la volatilité des prix du gaz naturel. La réalité est bien plus complexe que la chaîne d'approvisionnement en essence. Les prix de l'électricité sont déterminés par une série de fournisseurs de carburant, de producteurs d'électricité, d'exploitants de réseaux, de régulateurs et d'investisseurs, chacun apportant ses propres coûts, incitations et risques.

Dans un système conçu pour être compétitif et transparent, la grande question demeure : qui contrôle réellement le prix de l’électricité américaine ?

Une machine de tarification à plusieurs niveaux

En réalité, les prix de l'électricité ne sont pas fixés par une seule entité. Ils sont plutôt le produit d'une chaîne d'événements, les coûts étant répercutés à plusieurs niveaux avant d'atteindre votre facture mensuelle.

Fournisseurs de carburant – la main invisible

Le gaz naturel, le charbon, l'uranium et les énergies renouvelables déterminent le coût de base de la production. Lorsque les prix du gaz flambent – en raison des conditions météorologiques, de la géopolitique ou de la demande à l'exportation –, les prix de l'électricité suivent généralement. Même sur les marchés fortement axés sur les énergies renouvelables, le gaz fixe souvent le prix marginal qui équilibre l'offre et la demande.

Producteurs d'électricité – les soumissionnaires

Les producteurs indépendants et les centrales électriques soumettent des offres sur les marchés de gros. Leurs offres tiennent compte du carburant, de la maintenance et des rendements requis. Dans les régions concurrentielles, la survie ou l'échec des producteurs dépend des prix du marché. Dans les États réglementés, la tarification au coût majoré protège de nombreuses centrales des fluctuations directes du marché.

Les gestionnaires de réseau – les ingénieurs du marché

Les organisations régionales de transport (RTO) comme PJM, ERCOT et CAISO gèrent des marchés à un jour et en temps réel. Elles distribuent l'électricité la moins chère en priorité, gèrent la congestion et assurent la fiabilité du réseau. Leurs algorithmes de tarification marginale localisée peuvent faire grimper les prix en cas de pointe de demande ou de contraintes sur les lignes de transport.

Services publics – la couche de livraison

Les services publics achètent l'électricité en gros et la livrent aux foyers et aux entreprises. Dans les États réglementés, ils recouvrent leurs coûts par le biais de litiges tarifaires devant les autorités de régulation. Sur les marchés déréglementés, ils agissent comme intermédiaires, avec une marge de manœuvre limitée pour majorer les prix.

Les régulateurs – les gardiens

Les commissions des services publics des États approuvent les tarifs, les plans de recouvrement des capitaux et les rendements autorisés. Elles peuvent ralentir les hausses de prix, mais rarement les bloquer complètement si elles sont liées aux coûts du carburant ou des infrastructures. Au niveau fédéral, la Commission fédérale de réglementation de l'énergie (FERC) supervise les règles du transport interétatique et du marché de gros.

Les investisseurs – les acteurs cachés

Les actionnaires attendent des rendements stables et des dividendes prévisibles. Leur pression influence l'allocation du capital, la tarification et les choix de projets, orientant souvent les services publics vers des projets d'envergure, à forte intensité de capital, garantissant le recouvrement des coûts, même lorsqu'il existe des solutions moins coûteuses.

Pourquoi les prix fluctuent

Les prix de l’électricité sont notoirement volatils, et les raisons vont au-delà de la demande saisonnière :

Coûts des carburants : Le gaz naturel reste le prix marginal sur la plupart des marchés américains. Une vague de froid en Nouvelle-Angleterre ou une vague de chaleur au Texas peuvent faire grimper les prix en flèche en quelques heures.

Météo : Les conditions extrêmes poussent le réseau électrique à ses limites plus souvent. Dans le cadre d'ERCOT, les mécanismes de tarification de la rareté peuvent provoquer des pics importants, même en cas de brèves pénuries d'approvisionnement.

Goulots d'étranglement des infrastructures : La congestion des lignes de transport et la faiblesse des interconnexions régionales isolent les marchés. La tarification de la congestion peut faire grimper les tarifs locaux, même lorsque la production est abondante ailleurs.

Conception des politiques : Les marchés de capacité, la tarification du carbone et les obligations en matière d’énergies renouvelables influencent les offres des producteurs et le recouvrement des coûts des services publics. Les politiques accélérant la décarbonation peuvent augmenter les coûts à court terme avant de générer des économies à long terme.

Structure du marché : Les services publics intégrés verticalement offrent des prix plus stables, mais manquent de concurrence. Les marchés de détail déréglementés offrent un choix, mais exposent les consommateurs à la volatilité du prix de gros, souvent sans couverture efficace.

Leçons tirées de différents marchés

Les marchés de l'électricité révèlent leur véritable nature en période de crise. Trois exemples illustrent les différences considérables entre la conception et la dépendance énergétique :

Texas (ERCOT) : Tarification de la rareté dans le cadre de la déréglementation

La tempête hivernale Uri de 2021 a révélé les vulnérabilités d'ERCOT. Avec des interconnexions minimales avec les autres États et l'absence de marché de capacité, ERCOT s'est appuyé sur la tarification de la rareté pour maintenir ses générateurs en service. Les prix de gros ont atteint 9 000 dollars par MWh, ruinant des dizaines de détaillants et accablant les consommateurs de factures rétroactives. Les propriétaires d'actifs flexibles ont engrangé d'énormes profits. Les législateurs ont depuis débattu de réformes, mais le compromis fondamental entre liberté du marché et fiabilité demeure.

Californie (CAISO) : énergies renouvelables, incendies de forêt et risques

Le développement dynamique des énergies renouvelables en Californie a créé une dynamique unique. Les excédents solaires en milieu de journée font chuter les prix de gros à la baisse, avant de flamber au pic du soir. Si l'on ajoute à cela les risques liés aux incendies de forêt – mis en évidence par la faillite de PG&E en 2019 –, les tarifs de détail sont parmi les plus élevés du pays. La tarification horaire et les programmes de réponse à la demande visent à atténuer les pics, mais la volatilité persiste. Les investisseurs voient des opportunités d'innovation, mais avec des risques réglementaires et climatiques élevés.

Nouvelle-Angleterre (ISO-NE) : contraintes de gaz et pics hivernaux

Malgré des politiques énergétiques progressistes, la Nouvelle-Angleterre dépend fortement du gaz naturel en hiver. Le nombre limité de pipelines impose une dépendance au GNL importé, dont les prix mondiaux peuvent flamber lors des vagues de froid. Les marchés de capacité offrent une certaine marge de manœuvre, mais des chocs de prix persistent. En janvier 2022, les prix de gros ont dépassé 200 dollars par MWh malgré une capacité de production importante, ce qui souligne que la logistique du carburant, et non la production, peut être la principale contrainte.

Gagnants et perdants

La tarification de l’électricité n’est pas seulement une question de recouvrement des coûts : c’est un transfert de valeur entre les acteurs.

Gagnants:

Services publics : dans les États réglementés, ils obtiennent des rendements garantis sur les projets d’investissement, qu’il s’agisse de mises à niveau du réseau, d’extensions de transmission ou de compteurs intelligents.

Producteurs indépendants : les centrales à gaz flexibles et les actifs de stockage sur batterie profitent massivement de la volatilité.

Investisseurs en infrastructures : des fonds de pension aux fonds de capital-investissement, ils perçoivent des rendements réguliers, souvent liés à l’inflation, sur les lignes de transmission et les énergies renouvelables, financés par des consommateurs qui ne savent peut-être pas où va leur argent.

Perdants:

Consommateurs : Les ménages sont les plus touchés par la volatilité. Ils manquent d’outils de couverture, ce qui les expose aux chocs énergétiques et politiques. Les grandes industries s’en sortent mieux avec la production sur site, la gestion de la demande et les contrats à long terme.

Les décideurs politiques doivent trouver un équilibre entre accessibilité financière, fiabilité et décarbonation. Lorsque les réformes stagnent ou que les infrastructures accusent un retard, ils en paient le prix politique.

L'illusion du contrôle

On pourrait être tenté de penser que les prix de l'électricité reflètent simplement l'offre et la demande, mais la réalité est bien plus complexe et coordonnée. Des marchés des combustibles aux régulateurs, le système est complexe et multidimensionnel. Les consommateurs croient payer pour l'électricité, mais ils financent également des projets d'infrastructures, des objectifs politiques et des rendements pour les investisseurs.

Pour les investisseurs, la leçon est claire : les gagnants sont ceux qui comprennent le fonctionnement du marché : repérer les actifs à recouvrement des coûts garanti, anticiper les évolutions réglementaires et se protéger contre la volatilité. Pour tous les autres, le prix de l’électricité reste une cible mouvante.

Les prix de l'électricité ne sont pas imposés. Ils sont négociés. De nombreuses parties prenantes sont présentes à la table des négociations.