L’OPEP se trouve actuellement dans une situation difficile. Comment doit-elle réagir à la surabondance de pétrole qui a suivi l’émergence de la technologie du pétrole de schiste ? À notre avis, la situation actuelle est comparable à la surabondance de pétrole des années 1980. À l’époque, l’OPEP avait tenté en vain de soutenir les prix en réduisant l’offre, avec pour résultat que les principaux membres de l’OPEP ont disposé d’importantes capacités inutilisées pendant près de vingt ans. Nous considérons donc les récentes réductions de production comme une tentative d’accélérer la résorption de l’excédent de stocks mondiaux, plutôt que comme le signe que l’OPEP est revenue à une politique d’équilibrage du marché. Si, à l’avenir, l’OPEP laisse véritablement jouer les forces du marché sans conserver d’importantes capacités de réserve, des pénuries imprévues pourraient entraîner de fortes variations de prix.
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Négocier le pétrole est difficile depuis quelques mois. À vrai dire, c’est difficile depuis un certain temps, mais ceux qui tentent de prévoir les mouvements de prix à partir des fondamentaux ont connu une période particulièrement ardue récemment. Plutôt que de suivre l’amélioration des fondamentaux, le marché pétrolier a été suspendu aux déclarations des responsables de l’OPEP, ce qui a fait osciller les prix du pétrole comme des montagnes russes. Au cours des deux dernières semaines, les fondamentaux ont continué de s’améliorer, les stocks de pétrole américains affichant des baisses contre-saisonnières, mais les prix se sont effondrés le 25 mai après l’annonce par l’OPEP de la prolongation de neuf mois des réductions de production. L’évolution des prix indique que les acteurs du marché espéraient une réduction encore plus importante et ont été déçus que les réductions actuelles soient simplement prolongées. Pourtant, ces restrictions ont déjà eu un impact profond sur les stocks (nous avons observé, et observons encore, d’importantes baisses contre-saisonnières dans les données à haute fréquence), ce que nous soupçonnons être l’objectif de l’OPEP.
L’OPEP se trouve actuellement dans une situation difficile. Comment doit-elle réagir à la surabondance de pétrole qui a suivi l’émergence de la technologie du pétrole de schiste ? À notre avis, les options de l’OPEP et son influence sur les prix du pétrole sont limitées. Pour le comprendre, il faut remonter aux années 1980, la dernière fois que l’OPEP a été confrontée à une rupture technologique qui a entraîné une surabondance de pétrole provenant de producteurs extérieurs à l’OPEP.
L’OPEP a été fondée en 1960 par l’Iran, l’Irak, le Koweït, l’Arabie saoudite et le Venezuela. Les membres fondateurs ont ensuite été rejoints par le Qatar (1961), l’Indonésie (1962-2008 ; réintégration en 2016), la Libye (1962), les Émirats arabes unis (1967), l’Algérie (1969), le Nigeria (1971), l’Équateur (1973-1992 ; réintégration en 2007) et le Gabon (1975-1994 ; réintégration en 2016). En 1973, l’OPEP avait porté sa production à environ 30 millions de b/j, soit un peu plus de 50 % de la production mondiale. Soutenus par l’Égypte et la Syrie, les membres arabes de l’OPEP ont imposé un embargo pétrolier aux États-Unis et à d’autres pays qui soutenaient Israël pendant la guerre du Kippour en octobre 1973. La production de l’OPEP a ensuite chuté de près de 4 millions de b/j, soit environ 7 % de la production mondiale. En conséquence, des pénuries de pétrole sont apparues en Occident et les prix ont bondi de 3,29 USD/baril en 1973 à 11,58 USD/baril en 1974, et sont restés élevés même après la fin de l’embargo en mars 1974. En 1979, les prix du pétrole ont de nouveau fortement augmenté, jusqu’à atteindre 40 USD/baril. À notre avis, la hausse des prix de 1979 doit être attribuée à plusieurs facteurs ; la révolution iranienne et la guerre Iran-Irak qui s’en est suivie y ont certainement joué un rôle, mais l’inflation générale des prix en dollars était galopante, atteignant 20 % par an. On peut soutenir qu’une partie de la raison pour laquelle l’inflation était si élevée tient au fait que les prix du pétrole avaient auparavant augmenté à la suite de l’embargo, ce qui s’est répercuté sur l’inflation générale des prix. Mais même sans la tension sur les fondamentaux pétroliers, l’inflation en dollars aurait été élevée compte tenu du contexte monétaire de l’époque ; cependant, l’inflation des prix du pétrole était supérieure de plusieurs ordres de grandeur à l’inflation générale, ce qui suggère que la tension sur le marché pétrolier lui-même était la principale raison de la forte hausse du prix du pétrole. Surtout, cette période prolongée de prix du pétrole extrêmement élevés et l’effet paralysant des pénuries de pétrole sur les économies occidentales ont conduit à de profonds changements sur les marchés du pétrole et de l’énergie.
Impact sur la demande
Les compagnies d’électricité occidentales ont commencé à éliminer rapidement le pétrole du secteur de l’électricité, en le remplaçant par des centrales au gaz et nucléaires. En outre, les pays occidentaux, en particulier les États-Unis, ont durci la réglementation dans le secteur des transports, ce qui a entraîné une réduction de la taille des moteurs de voiture et une baisse de la consommation. La consommation de pétrole des États-Unis est passée d’un pic de 18,4 mb/j en 1979 à 15,3 mb/j en 1983. Ce n’est qu’en 1997 que la consommation américaine est revenue à son précédent sommet. La consommation de l’Europe occidentale a chuté de 14,4 mb/j en 1979 à 11,7 mb/j en 1983 et n’a jamais retrouvé son précédent sommet. Même la consommation de pétrole du Japon, malgré la période d’expansion économique extraordinaire du pays dans les années 1980, a atteint un pic de 5,5 mb/j en 1979 avant de tomber à 4,4 mb/j en 1983. Elle a retrouvé ses précédents sommets en 1994, le Japon n’ayant jamais complètement éliminé le pétrole du secteur de l’électricité.
Impact sur l’offre
Si les effets sur la demande – en particulier l'abandon progressif du pétrole dans le secteur de l'électricité – ont été principalement un effet ponctuel qui a atteint son maximum en 1983, l'impact des prix élevés s'est fait sentir beaucoup plus longtemps sur l'offre. Encouragées par des prix élevés durablement, les grandes compagnies pétrolières mondiales ont commencé à explorer des sources de pétrole jusque-là inexploitées. En Europe, cela a conduit à la naissance de l'industrie pétrolière en mer du Nord ; en Amérique du Nord, les compagnies pétrolières ont commencé à produire dans le golfe du Mexique (GoM) et en Alaska. Une fois que les compagnies pétrolières ont su comment exploiter ces ressources, plus rien n'a pu les arrêter. Au moment de l'embargo pétrolier de 1963, l'Europe occidentale ne produisait que 67 000 b/j de pétrole. En 1979, ce chiffre avait atteint 2 mb/j. Il était déjà proche de 4 mb/j dix ans plus tard, et a culminé à 6,5 mb/j en 2000. La production de pétrole s'élevait à 13,6 mb/j en 1973 en Amérique du Nord, mais les perspectives n'étaient pas particulièrement favorables ; les prix élevés ont entraîné une forte hausse des investissements dans le GoM, non seulement dans le pétrole mais aussi dans le gaz. La production de pétrole est passée à 15,3 mb/j en 1985 avant de se stabiliser ; toutefois, sans les investissements massifs dans la production du GoM et de l'Alaska, la production nord-américaine aurait fortement diminué tout au long des années 1980.
La réaction de l'OPEP et l'impact sur les capacités de production excédentaires
Lorsque l'OPEP a réduit sa production en 1973, ses revenus ont augmenté de façon spectaculaire. Alors que la production avait baissé de 7 %, les prix ont augmenté de 400 %, ce qui a donné aux membres de l'OPEP des revenus bien plus élevés – surtout lorsque les prix ont de nouveau triplé en 1979. La première réaction face à la hausse de l'offre et à l'effondrement de la demande a été de réduire à nouveau la production pour soutenir les prix. Cette fois, l'OPEP a dû réduire considérablement sa production pour rééquilibrer le marché. La production de l'OPEP est passée de 30 mb/j en 1979 à 17 mb/j en 1983 ; cela a toutefois aidé les prix à se stabiliser dans un premier temps. Le Brent s'établissait en moyenne à 31 USD/baril en 1979 et affichait encore une moyenne de 29 USD/baril en 1983. Sur le papier, l'OPEP semblait encore bien mieux lotie que dix ans auparavant, car les exportations avaient été réduites de moitié mais les prix restaient multipliés par dix, ce qui signifiait que les revenus avaient augmenté de 400 % en dix ans. Le problème était que, bien que les revenus totaux d'exportation de l'OPEP aient augmenté de 400 % en dix ans, le dollar américain avait sensiblement perdu de sa valeur au cours de cette période. Mesurés en or (qui est selon nous le meilleur étalon pour évaluer les véritables hausses de prix dans le temps), les revenus d'exportation de pétrole n'avaient en fait augmenté que de 40 %. Plus grave encore, l'OPEP, et ce que nous appelons le noyau de l'OPEP (Arabie saoudite, Émirats arabes unis, Koweït et Qatar), disposait de près de 50 % de capacités de production inutilisées. Le noyau de l'OPEP a tenté de soutenir les prix en équilibrant continuellement le marché pétrolier pendant près de deux décennies, mais les investissements en dehors de l'OPEP sont restés soutenus en raison de prix élevés. La production hors OPEP n'a cessé d'augmenter, ce qui a exercé une pression baissière continue sur les prix. L'OPEP aurait dû réduire encore sa production pour en contrer l'effet, mais la plupart des États membres n'étaient simplement plus en mesure de réduire leurs exportations, car la combinaison d'une production stagnante, de prix en baisse et d'une nouvelle dépréciation du dollar américain aurait entraîné une diminution progressive des revenus. Les membres de l'OPEP ont commencé à ressentir le coût de ces capacités excédentaires, car cette baisse des revenus coïncidait avec des dépenses publiques toujours croissantes dans la plupart des pays de l'OPEP. Les membres de l'OPEP extérieurs au noyau ont recommencé à augmenter leur production, ce qui a obligé les membres du noyau de l'OPEP à laisser encore davantage de production inutilisée. Malgré tous les efforts de l'OPEP – en particulier de son noyau – pour résister au courant, les prix sont finalement tombés à près de 10 USD/baril en 1998.
Qu'a appris l'OPEP de deux décennies de capacités excédentaires coûteuses ?
L'OPEP a appris qu'elle perd tout simplement des parts de marché lorsqu'elle tente de soutenir les prix en réduisant l'offre – si elle conserve des capacités excédentaires pendant des décennies, les prix finissent par se fixer là où ils se seraient de toute façon établis sur un marché libre. Ainsi, lorsqu'il est devenu évident que la technologie du pétrole de schiste pouvait entraîner un formidable regain de la production pétrolière américaine (et potentiellement mondiale), les membres du noyau de l'OPEP ont changé de tactique. Malgré les appels répétés des membres de l'OPEP extérieurs au noyau à réduire la production et à soutenir les prix, l'Arabie saoudite, le Koweït, le Qatar et les Émirats arabes unis ont commencé à augmenter leur production lorsque les cours spot du pétrole ont commencé à s'effondrer en 2014. En fait, ces pays augmentaient leur production bien avant le pic des cours spot du pétrole de 2014, ce qui a pesé sur les prix à plus long terme à partir de 2011. Pour que les producteurs de pétrole sachent ce qu'ils préparaient, les responsables saoudiens ont déclaré à plusieurs reprises qu'ils estimaient que les forces du marché – c'est-à-dire les prix – finiraient par conduire à un marché équilibré. Au départ, le marché n'était pas convaincu que l'OPEP se contenterait de laisser les prix s'effondrer.
Après tout, lorsque les prix se sont effondrés en 2008 sous l’effet de la crise mondiale du crédit, l’OPEP est intervenue et a réduit sa production de manière drastique. À la surprise du marché, le respect des quotas parmi les membres de l’OPEP a été exceptionnellement bon, mais l’OPEP faisait face à un problème différent en 2008-2009. L’offre n’était pas en cause. Malgré dix années de hausse incessante des prix, l’industrie pétrolière n’était pas parvenue à exploiter de nouvelles ressources de manière significative. Les grandes compagnies pétrolières n’ont cessé de repousser les limites du possible dans le domaine du pétrole conventionnel, passant du forage en eaux peu profondes dans le golfe du Mexique à des projets en eaux ultra-profondes (technologiquement très impressionnants, mais aussi très coûteux), aux sables bitumineux canadiens (technologiquement moins impressionnants, mais encore plus coûteux) et à des régions politiquement très instables (en définitive les sources les plus coûteuses), mais elles n’ont pas trouvé de solution technologique susceptible de modifier la tendance. La production hors OPEP augmentait, mais il s’agissait plus d’un filet que d’un flot, et les perspectives d’approvisionnement futur étaient sombres. La chute des prix du pétrole en 2008-2009 s’expliquait donc par l’effondrement de la demande mondiale ; en réduisant l’offre, l’OPEP a rééquilibré le marché sans risquer qu’une technologie concurrente en place ne lui prenne des parts de marché. Dès que la demande a commencé à se redresser, l’offre de l’OPEP est rapidement revenue sur le marché.
À l’inverse, le pétrole de schiste a changé la donne de façon permanente. En 2011, cette technologie avait déjà entièrement transformé le marché américain du gaz naturel et commençait à faire de même dans le pétrole. Malgré des milliards de dollars investis dans des projets de plus en plus complexes dans le golfe du Mexique, la production américaine est restée à peu près stable entre 2000 et 2010. Elle a ensuite progressé de 0,3 mb/j en glissement annuel en 2011 ; un an plus tard, elle a progressé de 1 mb/j en glissement annuel. En 2014, la production américaine de pétrole de schiste a augmenté de 1,7 mb/j en glissement annuel, un chiffre considérable, alors même que les prix s’effondraient de 50 % à la fin de l’année. En revanche, la croissance de la demande mondiale se situe autour de 1,1 à 1,5 %, pour une croissance du PIB mondial de 3 %. Il est devenu évident que la technologie du pétrole de schiste se déployait extrêmement bien à grande échelle, et l’OPEP s’est trouvée face à un choix difficile. Elle pouvait réduire sa production pour enrayer la baisse rapide des prix, mais cela reviendrait simplement à céder des parts de marché au pétrole de schiste à long terme ; elle a donc décidé de laisser le marché jouer.
Les principaux producteurs de l’OPEP ont des coûts de production extrêmement bas et n’ont, sur le plan économique, aucune difficulté à concurrencer les producteurs de pétrole de schiste, mais ils étaient devenus dépendants de prix plus élevés pour financer leurs dépenses publiques considérables. Ils pouvaient supporter des prix plus bas pendant assez longtemps, mais l’espoir était que de nombreux producteurs de pétrole de schiste finissent par être évincés du marché en raison de ces prix bas. Quel que soit le prix une fois le marché rééquilibré, ils devraient s’en accommoder.
Cette stratégie a semblé fonctionner au départ ; les prix du pétrole sont tombés à 45 USD/baril début 2015, puis ont progressivement remonté pour atteindre 60 USD/baril à la mi-2015. La stratégie de l’OPEP paraissait avoir réussi et 60 USD/baril semblait être le nouveau 100 USD/baril, mais la reprise initiale n’était pas conforme aux fondamentaux. Les fondamentaux sous-jacents ont continué de se détériorer et les stocks atteignaient de nouveaux sommets chaque mois. En conséquence, les prix du pétrole ont recommencé à baisser au second semestre 2015 et sont tombés à 27 USD/baril début 2016. Les prix se sont redressés, mais peinent à se maintenir durablement au-dessus de 50 USD/baril. Avec des prix supérieurs à 50 USD/baril, l’activité de forage dans le secteur américain du pétrole de schiste a recommencé à augmenter. Dans un premier temps, la forte baisse des prix a de nouveau transformé la croissance de la production en déclin. La production américaine a reculé de 0,5 mb/j en 2016, mais elle s’est de nouveau fortement accélérée ces derniers mois, et elle affichait en mai une hausse de 0,5 mb/j en glissement annuel, en accélération.
En novembre 2016, l’OPEP a annoncé qu’elle limiterait sa production à 32,5 mb/j, soit une réduction implicite d’environ 1,3 mb/j par rapport à la production réelle. La mise en œuvre du quota était prévue pour janvier 2017, mais il a fallu plus de temps pour atteindre un respect total. La Libye et le Nigeria ont d’abord produit en deçà de leur quota et ont continué à le faire pendant un certain temps en raison de problèmes de sécurité persistants, mais les deux pays ont fini par augmenter fortement leur production (et continuent de le faire). Les prix du pétrole ont d’abord progressé à l’annonce des réductions et, d’un point de vue fondamental, la mesure a fonctionné. Les stocks mondiaux de pétrole avaient déjà atteint un plateau et étaient sur le point de basculer à la baisse, et la réduction de la production a considérablement accéléré le processus (nous l’avons évoqué à plusieurs reprises dans notre analyse des statistiques pétrolières hebdomadaires publiées par le département américain de l’Énergie (consultez nos commentaires sur les graphiques hebdomadaires du DOE sur le pétrole ici) ; cependant, après que les prix du pétrole sont remontés de 45 USD/baril à plus de 53 USD/baril, ils ont recommencé à baisser.
Bien que la situation des stocks s’améliore rapidement, la décision prise la semaine dernière par l’OPEP de prolonger de neuf mois les réductions de production a de nouveau provoqué une forte baisse des prix. Il semble que le marché avait anticipé des réductions encore plus importantes. Mais dans quelle mesure le marché pense-t-il que l’OPEP réduira l’offre à long terme ?
L’OPEP se trouve une nouvelle fois à la croisée des chemins. Doit-elle tenter de soutenir les prix en équilibrant l’offre et la demande, ou laisser faire le marché ? L’OPEP a constaté que la remontée des prix de ces derniers mois a déjà entraîné un fort regain de la production américaine. Le nombre de plateformes de forage aux États-Unis augmente depuis juin 2016 et, compte tenu du délai entre le déploiement des plateformes et la sortie du pétrole du sol, nous verrons probablement une nouvelle accélération de la croissance de la production. Si l’OPEP parvenait à faire monter fortement les prix par de nouvelles réductions de production, les plateformes seraient redéployées encore plus rapidement, et la croissance de la production américaine s’accélérerait encore quelques mois plus tard.
À notre avis, le mieux que l’OPEP puisse espérer est une accélération de la baisse des stocks au cours des prochains mois. La réduction de novembre semble y parvenir, ce qui explique pourquoi nous sommes optimistes sur les écarts de calendrier. Au-delà, toutefois, l’OPEP est confrontée au même dilemme que dans les années 1980. Toute tentative de faire monter sensiblement les prix ne fera que permettre au pétrole de schiste de lui prendre des parts de marché, et les membres de l’OPEP finiront par disposer de davantage de capacités de production inutilisées.
Il existe une différence entre la situation actuelle et celle des années 1980 : à l’époque, les capacités de production inutilisées de l’OPEP constituaient un important tampon face aux événements imprévus. Presque toute baisse de production, hormis celle de l’Arabie saoudite elle-même, pouvait être compensée en remobilisant ces capacités. En conséquence, les prix du pétrole ont connu une très faible volatilité pendant environ 15 ans. De nombreux acteurs du marché, y compris certains membres influents de l’OPEP, estiment que ces capacités inutilisées ne sont plus nécessaires, car le pétrole de schiste peut être mis en production très rapidement. Le rôle de régulateur du marché reviendrait alors aux producteurs de pétrole de schiste plutôt qu’à l’OPEP ; or, bien que la production de pétrole de schiste soit très flexible, il faudrait tout de même plusieurs mois pour accroître l’offre de manière considérable. Pour atténuer ce risque, les stocks pourraient rester durablement à des niveaux plus élevés. Le problème est que quelqu’un doit payer pour stocker ces réserves, ce qui exigerait un contango permanent, au moins sur le début de la courbe. Il s’agirait d’une situation fondamentalement différente de celle des années 1980, durant lesquelles le marché était presque toujours en backwardation.
Cependant, si les stocks sont autorisés à se normaliser et que l’OPEP continue de maintenir des capacités inutilisées minimales, ce qui semble être la décision raisonnable (sur le plan économique), cela créerait un risque entièrement nouveau. De petites fluctuations de l’offre et de la demande pourraient être absorbées en augmentant ou en réduisant l’offre de pétrole de schiste, mais une défaillance imprévue d’un grand producteur pourrait faire monter fortement les prix du pétrole, comme dans les années 1970.
FAQ
QU’EST-CE QUE L’INFLATION ?
La définition originelle de l’inflation est une augmentation de la quantité de monnaie en circulation. Aujourd’hui, le terme d’inflation désigne le plus souvent le rythme auquel le niveau des prix, quelle que soit la manière dont il est défini, augmente. Par exemple, un bien qui coûte 100 $ aujourd’hui et 110 $ un an plus tard a connu une inflation de 10 %. Lorsqu’ils se réfèrent au sens originel, les économistes emploient donc souvent l’expression « inflation monétaire » pour la distinguer de l’« inflation des prix ». Les économistes construisent des paniers pondérés de biens et de services pour estimer l’inflation globale des prix à la consommation. Par exemple, l’indice des prix à la consommation (IPC) reflète l’évolution des prix d’un panier de biens et de services qui vise à reproduire le coût de la vie du consommateur type.
QUEL EST LE TAUX D’INFLATION ACTUEL ?
Il n’y a pas de réponse simple à cette question. L’inflation des prix peut être estimée de nombreuses manières. Les deux indices d’inflation les plus largement acceptés sont le PCE (dépenses de consommation des ménages) et l’IPC (indice des prix à la consommation). Le premier est utilisé par la Réserve fédérale pour définir la politique monétaire américaine, et le second sert à l’indexation sur le coût de la vie de la Sécurité sociale américaine et de certaines autres prestations du gouvernement fédéral. Nous constatons que les anticipations d’inflation mesurée par l’IPC ont été un moteur essentiel des cours de l’or. L’inflation mesurée par l’IPC tend également à être plus élevée que celle du PCE. L’inflation de l’IPC (consommateurs urbains) en février 2017 ressortait à 2,7 % sur un an, soit une forte hausse par rapport à 1 % seulement six mois auparavant.
QU’EST-CE QUE LE TAUX D’INTÉRÊT NOMINAL ?
Les taux d’intérêt nominaux correspondent simplement à l’intérêt versé sur un investissement, exprimé en pourcentage. Par exemple, une obligation vendue 100 $ et versant un coupon de 2 $ par an a un taux d’intérêt de 2 %. Toutefois, la valeur d’une obligation s’écarte de sa valeur nominale au fil du temps lorsque les taux d’intérêt généraux évoluent. Lorsque les taux d’intérêt baissent, (toutes choses égales par ailleurs) l’obligation ci-dessus prend de la valeur, car elle verse désormais un intérêt supérieur à celui des obligations émises aujourd’hui. C’est pourquoi, sur les marchés financiers, on se réfère généralement au rendement d’une obligation, qui est simplement le rapport de l’obligation (coupon / prix), à des fins de comparaison. Si l’obligation se négocie au pair (le prix est identique à la valeur nominale), le taux d’intérêt et le rendement sont identiques. Les choses se compliquent du fait que les deux termes sont souvent employés indifféremment. Dans ce cas, le terme « taux d’intérêt » est généralement utilisé pour décrire le rendement d’un instrument à revenu fixe. La plupart des gens ne sont pas des investisseurs actifs en obligations (même s’ils peuvent l’être par l’intermédiaire de leurs fonds de pension) et ne connaissent les taux d’intérêt qu’à travers leur compte bancaire. L’intérêt versé sur un compte d’épargne équivaut à son rendement et constitue un taux d’intérêt nominal.
QU’EST-CE QUE LE TAUX D’INTÉRÊT RÉEL ?
Contrairement aux taux d’intérêt nominaux, les taux d’intérêt réels tiennent également compte du niveau d’inflation des prix. De manière générale, taux d’intérêt réels = taux d’intérêt nominaux + inflation des prix. Les taux d’intérêt réels mesurent donc le rendement d’un investissement en termes de pouvoir d’achat effectif. Pourquoi les taux d’intérêt réels sont-ils importants ? Par exemple, lorsque les taux d’intérêt sont de 5 % par an mais que l’inflation est de 10 % par an, au bout d’un an le prêteur a gagné 5 % en termes nominaux, mais il a en réalité perdu de la valeur. Plus précisément, avec un investissement initial de 100 $, il obtiendrait 105 $ après un an. Mais ces 105 $ ne lui permettraient d’acheter que 95 % des biens et services que les 100 $ d’origine lui permettaient d’acheter un an plus tôt. Ainsi, lorsque l’inflation des prix est supérieure au taux d’intérêt nominal des comptes d’épargne, les épargnants paient de fait pour prêter leur argent à la banque. Actuellement, le taux moyen national des comptes du marché monétaire est de 0,27 % alors que l’inflation est de 2,7 % ; les épargnants perdent donc 2,4 % de leur pouvoir d’achat par an si l’inflation des prix reste à ces niveaux.
QU’EST-CE QUE LA FED ?
La Fed est l’abréviation de la Réserve fédérale des États-Unis, créée en 1913 par le Congrès américain. La Fed est dirigée par le Conseil des gouverneurs de la Réserve fédérale, composé de 7 membres nommés par le président pour des mandats de 14 ans. Son organe le plus important est toutefois le Comité fédéral de l’open market (FOMC). La présidente actuelle de la Fed et du FOMC est Janet Yellen.
La Fed remplit plusieurs fonctions. Elle joue le rôle de prêteur en dernier ressort pour les institutions financières qui perdent temporairement l’accès aux marchés de capitaux en cas de crise. Elle exerce d’autres fonctions bancaires, telles que la compensation des transferts de fonds d’une banque à une autre. Elle agit également en tant que banque du gouvernement américain et vend et rachète des titres publics. Cependant, ce qui retient le plus l’attention, c’est que la Fed détermine la politique monétaire, c’est-à-dire le niveau des taux d’intérêt nominaux. Les décisions de politique monétaire de la Fed, telles que la fixation des taux d’intérêt, sont prises par le FOMC.
QU’EST-CE QUE LE FOMC ?
Le FOMC compte 12 membres votants : les sept membres du Conseil des gouverneurs, le président de la Banque de réserve fédérale de New York et les présidents de quatre autres banques de réserve régionales (selon une rotation annuelle). Huit réunions du FOMC sont programmées chaque année. Lorsque le FOMC fixe les taux d’intérêt, il fixe en réalité les bornes inférieure et supérieure du taux des fonds fédéraux, c’est-à-dire le taux auquel les banques prêtent ou empruntent des réserves afin de satisfaire aux exigences légales de réserves obligatoires.
QU’EST-CE QUE LE TAUX DES FONDS FÉDÉRAUX ?
Le taux des fonds fédéraux est le taux d’intérêt à un jour auquel un établissement de dépôt (une banque) prête des fonds à un autre établissement de dépôt. La Fed ne fixe qu’une fourchette cible ; les banques peuvent en théorie se facturer le taux qu’elles souhaitent. En pratique, cependant, le taux auquel les banques se prêtent entre elles se situe toujours dans cette fourchette. La Fed recourt aux opérations d’open market pour s’assurer que le taux des fonds fédéraux reste dans la fourchette cible. Cela signifie qu’elle achète et vend des titres (normalement des bons du Trésor américain) à ses banques membres et les remplace par du crédit de la Réserve fédérale. La borne supérieure est appelée taux d’escompte. Même si la Fed préfère que les banques empruntent entre elles, le taux des fonds fédéraux ne devrait en théorie pas pouvoir dépasser le taux d’escompte, car les banques pourraient sinon simplement emprunter directement auprès de la Fed elle-même. Ce qui rend le taux des fonds fédéraux si important, c’est qu’il influence nécessairement tous les autres taux d’intérêt. En fixant l’objectif de taux des fonds fédéraux, la Fed est donc en mesure d’influencer les conditions de crédit dans l’ensemble de l’économie.
QU’EST-CE QUE LA FORWARD GUIDANCE ?
À l'issue d'une réunion du FOMC, la Fed annonce sa décision et publie un communiqué destiné à informer le public des points de vue des membres du FOMC sur la conjoncture macroéconomique actuelle, ainsi que de leurs anticipations en la matière. Entre autres données, la Fed publie un graphique dit « dot plot », qui indique où les membres du FOMC estiment que se situera le taux des fonds fédéraux à la fin de chacune des prochaines années, ainsi qu'à long terme. La projection médiane est considérée comme l'indication prospective (« forward guidance ») de la Fed sur la trajectoire des taux d'intérêt. Le marché s'intéresse souvent davantage à cette indication prospective qu'à la dernière décision de politique monétaire elle-même. Par exemple, lorsque la Fed a annoncé sa troisième hausse de taux en 11 ans, le 15 mars 2017, la réaction du marché a laissé penser que la Fed était devenue plus accommodante plutôt que plus restrictive. La raison en était que la Fed avait laissé ses projections de taux largement inchangées, alors que le marché s'attendait à l'adoption d'une orientation plus restrictive.
LA FED RELÈVERA-T-ELLE SES TAUX D’INTÉRÊT ?
À l’heure actuelle, il semble probable que la Fed continue de relever ses taux. Depuis qu’elle a commencé à s’éloigner des taux d’intérêt nuls en décembre 2015, elle les a relevés à trois reprises, de 25 points de base (0,25 %) à chaque fois. Selon les prévisions du « dot plot » de la Fed elle-même, celle-ci prévoit de porter les taux à 3 % d’ici la fin de 2019. Toutefois, le marché ne s’attend pas à ce que la Fed puisse relever ses taux aussi rapidement que le suggère sa communication prospective.
LES TAUX D’INTÉRÊT RÉELS VONT-ILS AUGMENTER ?
C'est peu probable. Nous estimons que la Fed ne continuera de relever les taux d'intérêt nominaux que tant que l'économie américaine restera en expansion et que l'inflation demeurera supérieure à l'objectif de 2 %. Cela laisse penser qu'à la fin du cycle de hausse actuel, les taux d'intérêt réels effectivement constatés ne dépasseront pas 1 %. Cependant, nous sommes déjà dans la deuxième plus longue période d'expansion économique de l'histoire des États-Unis. Si l'économie américaine devait ralentir, voire entrer en récession, la Fed devrait, à notre avis, plus probablement baisser ses taux que les relever. Nous nous attendrions alors à une forte baisse des taux d'intérêt réels.
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