Le projet d'expansion des exportations de gaz naturel du champ offshore israélien de Leviathan vers l'Égypte, d'un montant de 104 000 milliards de dollars sur 15 ans, est soudainement suspendu en raison d'un différend politique majeur. Une directive récente du Premier ministre israélien Benjamin Netanyahu a en effet bloqué cet accord d'exportation, apparemment en raison de différends diplomatiques avec Le Caire concernant la situation sécuritaire régionale. Pour les dirigeants du secteur énergétique et les responsables du développement commercial qui suivent la région MENA, cet événement constitue une étude de cas cruciale illustrant comment les tensions géopolitiques peuvent instantanément compromettre la logique commerciale à long terme et menacer la viabilité d'infrastructures valant plusieurs milliards de dollars.
L'angle stratégique : offre, demande et interdépendance régionale
Le cœur du problème réside dans le risque lié aux politiques Associé au commerce transfrontalier d'énergie, le champ Leviathan, exploité par un partenariat dirigé par Chevron, est un élément clé de l'écosystème gazier de la Méditerranée orientale. L'accord initial visait à doubler les exportations de gaz existantes vers l'Égypte, un pays confronté à une demande énergétique intérieure en forte croissance, notamment pour la production d'électricité, où cette demande devrait augmenter de 1 040 milliards de tonnes au cours de la prochaine décennie.
L'objectif stratégique de l'Égypte est double : satisfaire ses besoins intérieurs croissants et, surtout, approvisionner ses terminaux de liquéfaction de GNL sous-utilisés (Idku et Damiette) en vue d'une réexportation rentable vers l'Europe et l'Asie. L'extension du complexe Léviathan a été fondamentale pour cette stratégie, en fournissant une source stable et à long terme de gaz d'alimentation que la production nationale peine à égaler.
Contexte clé : L'accord initial d'exportation a constitué un moment fort de la diplomatie énergétique entre les deux pays, inaugurant une nouvelle ère d'intégration régionale fondée sur le partage d'infrastructures et de bénéfices économiques. La suspension actuelle vient anéantir ce sentiment de stabilité.
Risques et scénarios de croissance pour les investisseurs
Le risque immédiat est le non-respect de l'échéance contractuelle pour les premiers flux progressifs, actuellement fixée par Chevron et ses partenaires au 30 novembre 2025. Si cette date passe sans résolution claire et que l'accord est abandonné, cela constituerait l'un des plus importants revers, d'origine politique, subis par le développement gazier en Méditerranée orientale depuis des années.
$quad$ Risques immédiats
- Risques financiers et liés aux investissements : Les investisseurs et les partenaires du champ Leviathan, qui ont pris des décisions de développement sur la base de ce contrat à long terme de $text{$35}$ milliards, sont confrontés à un risque important pour leurs prévisions de revenus et leur retour sur capital employé (ROCE).
- La sécurité énergétique de l'Égypte : Un accord retardé ou abandonné compliquerait la planification énergétique à court terme de l'Égypte, pouvant l'obliger à augmenter ses importations coûteuses de GNL ou à mettre en œuvre des coupures de courant temporaires pour gérer la demande de pointe, érodant ainsi la confiance dans son modèle de réexportation d'énergie.
- Financement de projets régionaux : Cette incertitude a des répercussions sur les futurs projets transfrontaliers. Les investisseurs et les fonds souverains appliqueront vraisemblablement une prime de risque politique nettement plus élevée aux nouveaux projets de gazoducs et de développement en Méditerranée orientale.
$quad$ Scénarios et précédents favorables
Bien que la situation soit tendue, il est important de se rappeler que de telles pauses politiques servent souvent de levier de négociation plutôt que d'annulations pures et simples.
- Résolution diplomatique : La diplomatie énergétique a toujours permis de résoudre des crises. Une intervention diplomatique réussie, éventuellement menée par un allié tiers ou un organisme régional comme le Forum gazier de la Méditerranée orientale (EMGF), demeure la voie la plus probable à long terme. L'enjeu économique pour les deux pays est considérable, ce qui constitue un atout majeur pour les négociations.
- Résilience des infrastructures : L'infrastructure existante des pipelines (par exemple, le pipeline Arish-Ashkelon) demeure intacte et opérationnelle, contrairement au pipeline Irak-Turquie (ITP), qui a été à l'arrêt pendant plus de deux ans en raison de litiges juridiques. La question actuelle porte sur une décision politique concernant flux incrémentaux, et non une perturbation physique des capacités existantes.
- Précédent de redémarrage d'ITP : La récente réouverture de l'oléoduc Irak-Turquie, après une longue interruption, constitue un précédent : Bagdad et le gouvernement régional du Kurdistan (GRK) ont finalement trouvé un cadre politico-commercial pour relancer les exportations de pétrole sous la supervision de l'Organisation nationale irakienne de commercialisation du pétrole (SOMO). Un nouveau cadre de supervision du gaz pourrait s'avérer nécessaire.
Implications stratégiques pour les dirigeants
Pour les dirigeants du secteur énergétique de la région MENA, en particulier ceux des secteurs du développement en amont et du financement des infrastructures, cette situation offre deux enseignements clairs :
- Variables de la politique de test de résistance : Tout projet de développement régional doit désormais intégrer des tests de résistance rigoureux afin de prendre en compte les changements de politique soudains et motivés par des considérations politiques, même dans le cadre d'accords négociés sur 15 ans. Le paysage énergétique de 2025 exige des modèles de risque dynamiques qui intègrent la volatilité géopolitique régionale.
- Diversifier les matières premières et les produits exportés : La position de l'Égypte met en lumière la vulnérabilité de sa stratégie de réexportation de GNL, tributaire d'une seule source de gaz majeure. Pour d'autres pays, cela conforte l'importance de la diversification des sources d'approvisionnement (par exemple, l'intégration des énergies renouvelables et de l'hydrogène aux côtés du gaz) et de la mise en place de multiples accords d'achat répartis géographiquement afin d'atténuer le risque de concentration de la clientèle.
Les semaines à venir, jusqu'à l'échéance du 30 novembre, seront cruciales. La résolution définira la prime de risque géopolitique pour tous les futurs financements d'infrastructures au Levant et en Afrique du Nord.
Sources :
- Synthèse du secteur énergétique MENA, 3e trimestre 2025 : Les géants du Golfe à l’étranger, des accords fragiles sur le marché intérieur (Institut du Moyen-Orient)
- Agenda des dirigeants du secteur de l'énergie pour 2025 : Nouveaux défis, nouvelles innovations (Bain & Company)
Lectures complémentaires
- Politique des pipelines : L'impasse des $35 milliards menace la sécurité énergétique de la Méditerranée orientale
- La nouvelle réalité de la mer du Nord : comment la politique britannique impose un changement radical aux entreprises pétrolières et gazières
- Le cadre 2026 pour les marchés publics de l'énergie : L'autorité en matière d'ingénierie dans un cycle d'achat sans réplique