À 1700 mètres sous la surface de la mer, au large de Chypre, des plateformes forent une roche qui pourrait redessiner la carte énergétique de toute une région. Trois noms reviennent sans cesse dans les rapports des compagnies pétrolières et dans les négociations diplomatiques : Tamar, Léviathan et Aphrodite. Le second tire son nom du monstre marin de l’Ancien Testament, ce qui n’est pas un hasard tant ce gisement a bouleversé les équilibres régionaux. Nous parlons ici de plusieurs centaines de milliards de mètres cubes de gaz, d’un contrat récent de 35 milliards de dollars signé avec l’Égypte, et d’un bras de fer qui oppose Israël, Chypre, l’Égypte, la Turquie et, en toile de fond, l’Union européenne. Suivez-nous dans ce jeu où chaque forage compte autant qu’un coup d’échecs.
Trois noms, un même sous-sol : la ruée vers le gaz qui a changé la Méditerranée
Tout commence en 1999, quand le petit champ de Noa est découvert au large de Gaza. La quantité de gaz reste modeste, mais le signal est donné : le bassin levantin recèle des ressources qui n’ont jamais été cherchées sérieusement jusque-là. Suivent Mari-B, puis Dalit, avant que Tamar et Léviathan ne changent d’échelle en 2009 et 2010. Aphrodite et Tanin complètent le tableau en 2011, cette fois du côté chypriote de la frontière maritime.
Ce qui frappe, quand on regarde cette chronologie de près, c’est la vitesse d’exécution israélienne. Tamar est découvert en 2009 et produit dès 2013, un délai que peu de projets offshore parviennent à tenir dans ce secteur. En quelques années, un pays qui dépendait du gaz égyptien devient exportateur net vers ses voisins. Ce renversement de statut, nous le considérons comme le véritable point de bascule de toute cette histoire : la géologie a fourni la matière première, mais c’est la rapidité de mise en exploitation qui a transformé un potentiel en levier géopolitique.
Tamar, le pionnier qui a rendu Israël autonome en énergie
Le gisement Tamar, situé à environ 90 kilomètres au large de Haïfa, a été découvert en janvier 2009. Ses réserves, évaluées entre 238 et environ 300 milliards de mètres cubes selon les révisions successives, en ont fait à l’époque la plus grande découverte de gaz naturel organique jamais réalisée en Méditerranée. La production a démarré en 2013, avec une accélération notable des exportations depuis : le ministère israélien de l’Énergie a récemment autorisé des livraisons supplémentaires vers l’Égypte, portant la hausse de production du champ à 60 % d’ici 2026.
Nous pensons que Tamar mérite d’être considéré comme le vrai déclencheur du basculement énergétique israélien, davantage que Léviathan qui a pourtant capté plus d’attention médiatique. C’est Tamar qui a coupé le cordon avec les importations égyptiennes, et c’est ce gisement qui alimente encore aujourd’hui une part significative de la production électrique du pays. Sans cette première pierre, difficile d’imaginer les contrats gigantesques signés ensuite avec la Jordanie et l’Égypte.
Léviathan, le géant qui alimente toute une région
Un accord discret signé fin 2025 prévoit la fourniture de 130 milliards de mètres cubes de gaz à l’Égypte jusqu’en 2040, pour un montant total avoisinant les 35 milliards de dollars. C’est le contrat le plus important jamais conclu autour du gisement Léviathan, et il en dit long sur la place qu’occupe désormais ce champ dans l’architecture énergétique régionale.
Découvert en 2010 dans le bassin levantin, à 130 kilomètres à l’ouest de Haïfa, Léviathan renferme selon les estimations entre 535 et 600 milliards de mètres cubes de gaz naturel, ce qui en fait le plus grand gisement offshore israélien. La production a débuté en 2019, après un premier contrat de 10 milliards de dollars signé avec la Jordanie en 2016. En 2023, le champ produisait déjà 12 milliards de mètres cubes par an, alimentant simultanément Israël, l’Égypte et la Jordanie. Un troisième gazoduc, financé à hauteur de 568 millions de dollars, est désormais envisagé pour ouvrir la voie vers l’Europe et réduire la dépendance du continent au gaz russe.
Aphrodite, la promesse chypriote qui tarde à se concrétiser
Découvert en 2011 par la compagnie texane Noble Energy, à une profondeur impressionnante de 1700 mètres, le gisement Aphrodite recèle environ 130 milliards de mètres cubes de gaz. Sur le papier, ce n’est pas ridicule face à Tamar. Dans les faits, le champ accumule les retards. La licence d’exploitation a été accordée dès 2019, mais le consortium mené par Chevron, Shell et l’israélien NewMed Energy vient tout juste de valider en décembre 2025 la phase d’ingénierie de conception, avec une décision finale d’investissement espérée pour 2027 et une production qui pourrait ne débuter qu’en 2031.
Un accord préliminaire signé début 2026 avec la compagnie égyptienne EGAS prévoit la vente de la totalité du gaz récupérable du gisement, via un nouveau pipeline sous-marin reliant la frontière maritime chypriote à un terminal terrestre à Port-Saïd. Nous trouvons ce contraste révélateur : là où Israël a mis quatre à cinq ans entre découverte et production, Chypre s’apprête à en compter vingt. La différence tient moins à la géologie qu’à la structure de gouvernance du dossier, partagée entre trois multinationales et un État qui a longtemps négocié pied à pied les conditions d’exploitation.
Comparer les trois gisements en un coup d’œil
Pour mesurer l’écart de maturité entre ces trois projets, un tableau synthétique vaut mieux qu’un long paragraphe. Voici les données essentielles à retenir sur la découverte, les réserves et l’état d’avancement de chaque champ.
| Gisement | Année de découverte | Réserves estimées | Opérateurs principaux | Statut |
|---|---|---|---|---|
| Tamar | 2009 | environ 300 milliards de m³ | Chevron, Mubadala Energy | En exploitation depuis 2013 |
| Léviathan | 2010 | 535 à 600 milliards de m³ | Chevron, NewMed Energy, Ratio Energies | En exploitation depuis 2019 |
| Aphrodite | 2011 | environ 130 milliards de m³ | Chevron, Shell, NewMed Energy | Décision finale d’investissement attendue en 2027, production visée en 2031 |
Ces écarts de calendrier racontent trois stratégies nationales bien différentes : Israël a joué la vitesse pour asseoir son indépendance énergétique, l’Égypte a misé sur ses infrastructures de liquéfaction pour devenir un hub régional, et Chypre avance avec prudence, freinée par la taille de son marché intérieur et la complexité de ses relations avec ses partenaires internationaux.
Le Forum du gaz de Méditerranée orientale, une alliance née de la méfiance
Face à ces gisements dispersés entre plusieurs zones économiques exclusives, l’Égypte, Israël, Chypre, la Grèce, la Jordanie et l’Autorité palestinienne ont créé l’EMGF, le Forum du gaz de la Méditerranée orientale. La France et les États-Unis ont demandé à le rejoindre dès janvier 2020, l’un comme membre, l’autre comme observateur permanent. Un acteur majeur en est explicitement exclu : la Turquie, dont les revendications sur les eaux chypriotes ont précipité la formation de cette alliance.
Le Caire y joue un rôle central grâce à ses usines de gaz naturel liquéfié, capables de recevoir le gaz israélien et chypriote pour le réexporter vers l’Europe. Cette coopération énergétique s’accompagne d’un resserrement militaire tout aussi significatif entre Israël, la Grèce et Chypre, destiné à contrebalancer les ambitions turques dans la région. Le gaz sert ici de prétexte autant que de moteur à un rapprochement stratégique qui dépasse largement les seules questions d’approvisionnement.
EastMed, le gazoduc qui cristallise toutes les tensions
Long de près de 1900 kilomètres, dont une grande partie sous-marine à plus de 3000 mètres de profondeur, le projet EastMed vise à relier les champs de Léviathan et d’Aphrodite à la Grèce continentale, via Chypre et la Crète, avant un raccordement possible à l’Italie par le gazoduc Poséidon. Son coût, réévalué autour de 7 à 8 milliards d’euros, a considérablement augmenté depuis les premières estimations, et Bruxelles continue de soutenir le projet comme un instrument de sécurité énergétique européenne.
La Turquie s’y oppose formellement, affirmant avoir été délibérément écartée des négociations, et pousse en parallèle son propre projet, TurkStream. Nous restons sceptiques sur la faisabilité économique réelle d’EastMed : entre un coût qui gonfle, une rentabilité incertaine face aux prix du marché mondial du gaz, et une hostilité turque qui ne faiblit pas, le projet ressemble davantage à un symbole politique qu’à une infrastructure prête à sortir de terre dans un avenir proche.
La Turquie et le Liban, les grands absents qui pèsent sur le jeu
Impossible de parler de cette région sans évoquer les frontières maritimes non tranchées. Chypre reste coupée en deux depuis l’invasion turque de 1974, et les discussions sur une réunification sont au point mort depuis 2017. Ankara a régulièrement envoyé des navires d’exploration gazière dans des zones que Nicosie considère comme sa propre zone économique exclusive, provoquant des tensions récurrentes avec l’Union européenne.
Le Liban, de son côté, revendique une partie du champ Tamar depuis 2021, sans que l’ONU n’ait jamais tranché la délimitation de sa frontière maritime avec Israël. Ces contentieux ne relèvent pas du folklore diplomatique : ils retardent des investissements de plusieurs milliards de dollars et compliquent la construction de tout gazoduc transrégional. La géologie a été généreuse avec cette mer, mais elle n’a en rien réglé les questions de souveraineté qu’elle a fait ressurgir.
Ce que l’Europe attend vraiment de ce gaz
Depuis la guerre en Ukraine, l’Union européenne cherche à diversifier ses sources d’approvisionnement, et la Méditerranée orientale figure en bonne place sur cette liste. Depuis 2022, Israël exporte déjà du gaz vers l’Europe via les usines égyptiennes de liquéfaction, dans le cadre d’un protocole d’accord signé avec Le Caire et Bruxelles. Le potentiel affiché est celui d’un hub gazier méditerranéen capable de rivaliser, à terme, avec d’autres routes d’approvisionnement.
Nous restons prudents sur ce récit. Les volumes réellement mobilisables restent modestes à l’échelle des besoins européens, le calendrier d’EastMed demeure flou, et Aphrodite ne produira pas avant 2031 dans le meilleur des cas. Ce gaz change indéniablement la donne pour Israël, l’Égypte et la Jordanie, dont les économies en dépendent directement. Pour l’Europe, il reste pour l’instant un complément stratégique plutôt qu’une solution de substitution durable.
Un jeu d’échecs sans fin
Revenons à cette image de l’échiquier posée dès le départ. Tamar a ouvert la partie, Léviathan a imposé le rapport de force, Aphrodite cherche encore sa place sur le plateau. Autour, la Turquie, le Liban et l’Union européenne avancent leurs propres pièces, chacune avec un agenda qui dépasse largement la question du gaz. Rien n’est figé dans cette région : les contrats se renégocient, les calendriers glissent, les alliances se recomposent au gré des crises régionales.
Sous cette mer que l’on croyait épuisée par des millénaires d’histoire, ce sont finalement des molécules de méthane qui redessinent aujourd’hui les rapports de force entre États.