NextGenerationEU: bien plus qu’un plan de relance. Il s’agit d’une occasion unique de sortir plus forts de la pandémie, de transformer nos économies et de créer des possibilités et des emplois pour l’Europe dans laquelle nous voulons vivre. Nous avons tout ce qui est nécessaire pour y parvenir.

Nous avons la vision, nous avons le plan et nous avons convenu d’investir 806,9 milliards d’euros ensemble*.

Il est temps à présent de se mettre au travail pour rendre l’Europe plus verte, plus numérique et plus résiliente.

*Ce chiffre est en prix courants. Il s’élève à 750 milliards d’euros aux prix de 2018.

script et source
https://docs.google.com/document/d/1I6kiBTD21tbw3LqRp2DOVCphlBukgfq3AS-g0Eh18iI/edit?tab=t.0#heading=h.awgje0yne4be

Conclusion et récap

Une thèse de Brett Christopher

Alors c’est le moment de récapituler tout ce qu’on vient de voir. Première chose : cette vidéo est largement basée sur la thèse de Brett Christopher - un économiste / commentateur politique - développée dans son livre “The price is wrong. Why capitalism won’t save the planet ?” J’ai trouvé ce bouquin particulièrement intéressant, bien sourcé et argumenté… D’où cette vidéo.

Cadre d’analyse

D’abord le cadre : si la lutte contre le RC implique sobriété et transformation des usages, on a uniquement évoqué dans cet épisode la décarbonation de la production d’électricité. Plus précis encore, on n’a parlé de l'écosystème des “renouvelables” dont on a réduit la définition à : panneaux solaires + éoliennes. Donc pas l’hydroélectrique, pas le biogaz, pas les différentes solution de stockage d’électricité : batteries, hydrogène, step…

Ce cadre d’analyse peut paraître très restreint mais comme “panneaux solaires” et “éoliennes” sont des leviers majeurs pour réussir la transition, ça a du sens de s’y intéresser de près.

On ne construit pas assez de renouvelables

Dans ce cadre donc, on a vu que même si on se bouge les fesses, la vitesse à laquelle on installe des renouvelables accélère : bonne nouvelle, on ne se les bouge pas assez si on prend comme référence le scénario Net Zero 2050 de l’AIE. Pourquoi ce retard ?

Pourtant, the price is right

Les défenseurs du seul marché comme solution ont tendance à dire : “la réponse se trouve dans les coûts”. Entre électricité fossile et électricité renouvelable, le marché sélectionnera automatiquement la solution la moins chère. Donc oui il a fallu des subventions étatiques pour que l’industrie renouvelable démarre (comme quoi la solution de marché n’implique pas que lui finalement…) mais si on regarde les LCOE actuels - indicateurs de coût de référence - on voit que les renouvelables sont désormais très compétitifs. Conclusion : si ça ne va pas assez vite, ça ne peut pas être de la faute du marché. Il doit y avoir quelques chose qui l’empêche de faire son office.

C’est la faute de l’intermittence

Le premier coupable potentiel dont on a parlé c’est l’intermittence : le vent et le soleil ne souffle et ne brille pas toujours pile quand on en a besoin. Si cette intermittence n’est pas un souci dans les pays développés au seint desquels la demande d’électricité augmente peu, ce n’est plus la même histoire dans des pays en fort développement comme en Chine - et peut-être bientôt en Inde - où l’infrastructure électrique doit s’agrandir très rapidement. Les chinois installent encore beaucoup de centrales à charbon pilotables pour s’assurer de pouvoir produire de l’électricité quand ils en auront besoin. En effet, certaines technologies de stockage qui permettraient du 100% renouvelable - notamment pour cette histoire de stockage inter saisonnier - ne sont pas encore matures. Donc construire plein de renouvelables dans un pays où la demande n’augmente presque pas, pas de souci, on utilise les centrales pilotables existantes pour combler le manque… Mais dans un pays où la demande d’électricité explose… Pas trop le choix, il faut prévoir du pilotable en plus. Comme la Chine est assise sur les deuxième réserves mondiales et qu’elle a déjà plein de charbon en activité, c’est ce qui est le plus simple pour elle. Et il faut espérer que l’Inde, qui est assise sur les 3ème réserves mondiales, ne fera pas le même calcul.
Donc l’explication par l’intermittence est surement pertinente pour un pays comme la Chine. Mais pas pour l’Europe ou les Etats-Unis où la demande en électricité augmente peu.

C’est la faute des gouvernements

Le prochain coupable sur la liste serait alors nécessairement une administration publique lente et tatillonne qui met des lustres à délivrer les permis de construire. On n’a pas particulièrement cherché à développer ce point mais attention à bien comprendre que 1/ pour une administration plus rapide il faut peut-être aussi prévoir plus de moyens et 2/ qu’il semble naturel de prendre le temps de faire des études d’impact avant de construire quoi que ce soit et notamment de s’assurer que les populations qui devront vivre à côté de ces infrastructures sont OK avec ça.
Plutôt que de creuser cette éventuelle lenteur de l’Etat, coupable idéal des pro-marchés, Brett Christopher en propose un autre : le marché lui-même.

C’est la faute du marché

Parce que ce qui compte pour une entreprise néolibérale, ce n’est pas le coût de l’infrastructure, mais bien la différence entre le prix de vente et le coût. Autrement dit, le profit. Celui-ci doit être suffisamment juteux pour attirer les capitaux privés.

Or, première chose, la rentabilité des renouvelables - souvent sous la barre des 10% - est inférieure à celle de l’industrie d’extraction fossile - souvent au-dessus des 10%. C’est pour ça que les Exxon et Total de ce monde préfèrent investir dans le business as usual plutôt que la disruption renouvelable.
Deuxième chose, les indicateurs de coûts de référence - les LCOE - n’incluent ni le coût du foncier ni celui du raccordement. C’est normal, car ceux-ci sont très contextuels. Ils bougent tellement en fonction des pays et des régions que ça n’aurait pas de sens de les ajouter dans un indicateur moyen. Mais du coup, conclusion : les LCOE ne donnent pas toujours le bon ordre de grandeur sur les écarts de coût entre telle et telle technologie.

Mais surtout troisième chose, il faut parler du prix de vente de l’électricité qui n’est pas le même pour les renouvelables et pour les centrales fossiles pilotables - qui sont assurées de profiter 1/ des prix élevés des heures de pointes et 2/ des revenus liés au marché de capacité. Le marché de capacité c’est un endroit où les centrales vendent leur capacité à produire, leur pilotabilité en quelque sorte. Donc c’est un marché duquel les renouvelables intermittents sont exclus d’office.
Donc le fonctionnement même d’un marché de l’électricité concurrentiel - déjà parfaitement implanté dans de nombreux pays et qui semble devenir la norme - suppose que l’électricité renouvelable ne sera pas vendue au même prix que l’électricité fossile. Encore un argument qui nous dit que les LCOE - indicateurs de coûts qui ne disent rien sur des revenus - ne sont pas pertinents pour nous informer des décisions que prendront des investisseurs à la recherche du profit maximal.

Le risque de volatilité

Mais mais mais… Ce n’est toujours pas tout. Parce que de toute manière, l’investissement privé dans le secteur électrique est par définition proscrit par la volatilité des prix sur le marché de l’électricité, surement le marché le plus volatile de la planète à cause de sa manière “éclatée au sol” il faut bien le dire de fixer le prix, sur le coût variable de la centrale la plus chère dont on a besoin pour produire… A cause de cette volatilité, on en a parlé dans la série de vidéo sur le fonctionnement du marché, l’investissement privé ne se fait jamais sans l’intervention de la puissance publique.
Pas d’investissements sans la puissance publique
On a vu qu’il existe plusieurs méthodes d'intervention : la subvention à la construction, l’aide au financement ou encore le must du must le prix garanti
De l’importance des mesures de soutient
Et puis on a illustré l’importance de ces politiques de soutient avec deux exemples : l’espagne et le royaume-uni.

Il faut réguler pour créer un marché dérégulé

On aboutit alors à une conclusion très intéressante : pour créer un marché de l’électricité fonctionnel composé d’entreprises privées en concurrence, l’état doit en réalité “réguler” bien plus que de “déréguler”. Et surtout, il doit intervenir à tous les étages. Pourquoi ? Parce qu’il faut sans arrêt surveiller les entreprises financières qui cherchent à exploiter les failles du système. Et puis parce que la grande solution pour lutter contre la volatilité des prix, les contrats de long-terme, n’est ni généralisable ni particulièrement attractive. En effet, un contrat de lon-terme c’est un accord entre une entreprise et une centrale pour la livraison à un prix fixé à l’avance, d’une certaine quantité d’électricité sur une période donnée. Sauf nécessairement, parce que la réalité économique et météorologique est fluctuante, la quantité indiquée dans le contrat sera par rapport aux besoin de l’entreprise ou aux capacités de production de la centrale, soit trop faible, soit trop forte. Donc quoi qu’il arrive, soit la centrale pour sa production réelle soit l’entreprise pour sa demande réelle reste exposée aux prix de marché pour la différence. Mais, vu comment les prix de l’électricité peuvent faire du x1000, cette différence peut tout à fait mettre à genoux n’importe quelle entreprise. En réalité, la seule institution avec les épaules assez solide pour supporter ce risque : ce sont les états… Donc en fait seuls la solution des contrats de prix garantis par la puissance publique est pérenne… Encore une fois, la solution au problème posé par le marché : c’est l’état.

Le monopole naturel

La question devient : pourquoi s’acharner à avoir une gestion électrique privée - on sait que le privé est balèze en “initiative individuelle” et “concurrence” - dans un domaine où de toute évidence - les maîtres mots sont : “planification” et “collaboration” ? On sait pourtant bien que dans ce cas, ce sont les monopole publics qu’il faut favoriser.

Le monopole serait moins cher

Si l’innovation technologique, la construction et même potentiellement la maintenance des centrales électriques peut être soumise à la concurrence, pourquoi ne pas confier la propriété et la gestion ce ses dernières à un monopole de service public ? Ce serait beaucoup plus simple et surtout beaucoup moins cher ! Parce qu’on l’a vu, prévoir une rentabilité de 12% pour les actionnaires et de 8% pour les banquiers, ça nécessite un prix de l’électricité 50% plus élevé que si l’ensemble des renouvelables étaient détenus par un monopole public s’endettant à moindre coût. On a vu aussi d’ailleurs que, les fermes éoliennes et solaires sont organisées en SPV, en entreprises projet, de manière à isoler le risque financier. Preuve que les financiers n’ont absolument pas confiance en la rentabilité des renouvelables : à cause de la volatilité du prix de l’électricité - le marché ne permet pas l’investissement - et aussi de la révocabilité des accords passés avec les gouvernements.

Pourquoi ne débattons nous pas alors de la Re-mise en place d’un monopole public de l’électricité ? Comme toujours, la réponse est idéologique : le néolibéralisme - même là où il est le plus inefficace - a toujours le vent en poupe dans l’esprit des décideurs.

A partir de 2022, les entreprises étrangères ne pourront plus investir dans le secteur des terres rares en Chine.

Comme le rapporte le journal chinois Global Times, les investissements directs étrangers dans l’industrie minière seront désormais nettement limités. C’est ce qui ressort de deux listes négatives récemment publiées par le ministère du Commerce et la Commission nationale pour le développement et la réforme. Les projets servant à l’exploration, à l’extraction ou au traitement de terres rares, de matériaux radioactifs ou de tungstène ne seront donc plus autorisés aux investisseurs étrangers. En outre, l’accès aux mines ou la mise à disposition d’informations sur celles-ci, par exemple sur les technologies de production, ne seront possibles qu’avec l’autorisation de l’État.

En imposant ces restrictions, la Chine vise à protéger ses réserves nationales de matières premières et à renforcer son contrôle sur le marché mondial des terres rares. Dans le cadre de ces plans, de grandes parties de l’industrie nationale chinoise des terres rares ont également été consolidées ces derniers jours.

S'il y a une année où la gestion active aurait dû surpasser les stratégies passives et indexées, 2020 et le premier semestre de 2021 auraient dû être cette année-là. Cela ne s'est pas produit.
Sur les quelque 3 000 fonds actifs analysés par Morningstar, seuls 47 % ont survécu et ont surperformé leur homologue passif moyen au cours des 12 mois précédant juin 2021.
"Environ la moitié a battu, et l'autre moitié est restée à la traîne. C'est ce que l'on pourrait attendre d'un tirage au sort", a déclaré Ben Johnson, directeur de la recherche mondiale sur les ETF et auteur du rapport Morningstar.

Depuis des décennies, les gestionnaires actifs affirment que dans les marchés ennuyeux, il ne faut pas s'attendre à ce qu'ils surperforment. En revanche, lorsque les choses changent vite, lorsque les perspectives économiques évoluent rapidement et que les marchés sont très volatils, les gestionnaires actifs capables de prendre des décisions rapides écrasent leurs concurrents passifs.

Ils ont eu leur chance en 2020 et 2021, l'un des marchés les plus volatils depuis des décennies.

Deux rapports récents de Morningstar et S&P Global arrivent aux mêmes conclusions : Cela n'a pas marché.

Sur les quelque 3 000 fonds actifs analysés par Morningstar, seuls 47 % ont survécu et ont surperformé leur homologue passif moyen au cours des 12 mois précédant juin 2021.

"Environ la moitié a battu, et l'autre moitié est restée à la traîne. C'est ce que l'on pourrait attendre d'un tirage au sort", a déclaré Ben Johnson, directeur de la recherche mondiale sur les ETF et auteur du rapport Morningstar.

Le baromètre actif/passif de Morningstar est un rapport semestriel qui mesure la performance des fonds actifs américains par rapport à leurs homologues passifs. Il tient compte de deux facteurs dans l'évaluation des rendements des fonds : le coût des frais et le biais de survivance.

Il est essentiel de tenir compte du biais de survivance. Environ 40 % de tous les fonds de grande capitalisation échouent sur une période de 10 ans. Cela s'explique par le fait que de nombreux gestionnaires de fonds sont de piètres sélectionneurs de titres et que leurs fonds sont fermés.

"Nous incluons tous les fonds, y compris ceux qui n'ont pas survécu", m'a dit Johnson. "Il y avait de l'argent réel piégé dans ces fonds".

Un rapport récent de S&P Dow Jones Indices est arrivé à une conclusion similaire : Sur la période de 12 mois se terminant le 30 juin, 58 % des fonds à grande capitalisation, 76 % des fonds à moyenne capitalisation et 78 % des fonds à petite capitalisation ont été à la traîne du S&P 500, du S&P MidCap 400 et du S&P SmallCap 600, respectivement.

2 stratégies d'investissement à long terme:

• Achats périodiques par sommes fixes (APC) : vous investissez 100 $ chaque mois pendant 40 ans.
  • Acheter en période de baisse : Vous économisez 100 $ par mois et n'achetez que lorsque le marché est en baisse. Un "creux" est défini comme un moment où le marché n'est pas à un sommet historique. Mais, je vais rendre cette deuxième stratégie encore meilleure. Non seulement vous allez acheter la baisse, mais je vais vous rendre omniscient (c'est-à-dire "Dieu") sur le moment où vous achetez. Vous saurez exactement quand le marché est au plus bas entre deux sommets historiques. Cela garantira que lorsque vous achetez la baisse, c'est toujours au prix le plus bas possible.

Comme vous pouvez le constater, à la différence des graphiques 1928-1957 ou 1995-2018, Buy the Dip n'a pas l'occasion d'acheter de grandes baisses tôt. Il peut acheter le creux de mars 2009, mais cela se produit si tard dans la simulation qu'il ne fournit pas assez d'avantages pour surperformer.

Ce que je veux dire, c'est que Buy the Dip, même avec une information parfaite, sous-performe généralement le DCA. Ainsi, si vous essayez d'accumuler des liquidités et d'acheter au prochain creux, vous serez probablement moins bien loti que si vous aviez acheté chaque mois. Pourquoi ? Parce que pendant que vous attendez le prochain creux, le marché est susceptible de continuer à monter et de vous laisser derrière.

Ce qui rend la stratégie Buy the Dip encore plus problématique, c'est que nous avons toujours supposé que vous sauriez quand vous êtes à chaque creux (vous ne le saurez pas). J'ai testé une variante de Buy the Dip où la stratégie rate le fond de 2 mois, et devinez quoi ?

Manquer le creux de seulement 2 mois conduit à sous-performer le DCA 97% du temps ! Donc, même si vous êtes assez bon pour annoncer les points bas, vous perdrez quand même sur le long terme.

J'ai écrit ce billet parce que j'entends parfois parler d'amis qui économisent de l'argent pour "acheter le creux de la vague" alors qu'ils seraient bien mieux lotis s'ils continuaient à acheter. Mes amis ne se rendent pas compte que leur baisse préférée pourrait ne jamais se produire. Et pendant qu'ils attendent, ils peuvent rater des mois (ou plus) de croissance composée continue.

Parce que si Dieu ne peut pas battre le dollar cost averaging, quelle chance avez-vous ?

C’est un pavé dans la mare. Christian Fehrlin, propriétaire de Medinside, média en ligne alémanique spécialisé en santé, vient d’écrire une tribune en forme de plaidoyer pour la création de lits dans les hôpitaux et l’augmentation des capacités dans les unités de soins intensifs. Pour lui, le calcul est limpide: «L’épidémie de Covid a coûté 94 milliards de francs. Mais pas un seul franc n'a été investi dans le problème principal».

Pourquoi on en parle. Depuis le début de l’épidémie, la Suisse a dépensé «722 millions pour la prise en charge des patients Covid, 2,7 milliards pour la prévention et 90,7 milliards pour l'atténuation des conséquences économiques. Mais pas un seul centime n'a été consacré à l'extension de la capacité des lits hospitaliers», relève l’auteur de la tribune. Il plaide en faveur d’une réflexion en profondeur sur le sujet.

La BNS a répondu à une missive du groupe en novembre par une fin de non-recevoir. Elle s'est contentée de rappeler qu'elle basait ses investissement sur des analyses de sociétés-conseil mais n'a pas voulu dire lesquelles ni les critères qui s'appliquaient.