Esta fase incluye la perforaci贸n de nuevos pozos de producci贸n, la modernizaci贸n de las instalaciones en alta mar y la posible adici贸n de un cuarto gasoducto. Ubicado aproximadamente a 130 kil贸metros de la costa de Haifa, el yacimiento Leviathan cuenta con cuatro pozos submarinos conectados a una plataforma en alta mar a trav茅s de un colector submarino y dos gasoductos de 120 kil贸metros . El proyecto produce gas natural desde finales de 2019. Yossi Abu , CEO de NewMed Energy, afirm贸: 鈥� El yacimiento Leviathan es el centro energ茅tico m谩s estable y fuerte del Mediterr谩neo . 

La ampliaci贸n de la capacidad de producci贸n permitir谩 satisfacer la creciente demanda interna y fortalecer谩 el papel de Israel como proveedor de energ铆a, adem谩s de impulsar la cooperaci贸n regional.鈥� NewMed Energy posee un 45,34% de participaci贸n en el proyecto, mientras que Chevron Mediterranean y Ratio Energies tienen el 39,66% y el 15%, respectivamente. En octubre de 2024, Chevron decidi贸 posponer el aumento de la capacidad de exportaci贸n de gas propuesto debido a la guerra entre Israel y Gaza . 

El plan de desarrollo actualizado contempla dos etapas dentro de la Fase 1B. La primera incluye la perforaci贸n de tres pozos de producci贸n adicionales, la incorporaci贸n de sistemas submarinos relacionados y la expansi贸n de las instalaciones de procesamiento en la plataforma . Se espera que esta fase aumente la capacidad total de producci贸n de gas del sistema a unos 21 mil millones de metros c煤bicos (bcm) por a帽o, con un costo estimado de 2.400 millones de d贸lares. En agosto de 2024, los socios aprobaron una inversi贸n de 429 millones de d贸lares para que el proyecto avanzara a la fase de dise帽o de ingenier铆a de front-end (FEED). 

Seg煤n nueva informaci贸n de NewMed, el presupuesto aprobado actualmente asciende a 505 millones de d贸lares. La segunda etapa, que incluye principalmente la perforaci贸n de m谩s pozos de producci贸n, la instalaci贸n de sistemas submarinos adicionales y la posible construcci贸n de un cuarto gasoducto entre el campo y la plataforma, aumentar铆a la capacidad m谩xima de producci贸n diaria en otros 2 bcm por a帽o, alcanzando un total de 23 bcm anuales. Los socios planean obtener las aprobaciones regulatorias necesarias y firmar acuerdos para la venta del gas natural de la Fase 1B en el mercado interno y para su exportaci贸n en un volumen total de m谩s de 100 bcm. Adem谩s, esperan adoptar la decisi贸n final de inversi贸n (FID) para la primera etapa de la Fase 1B en los pr贸ximos meses. El a帽o pasado, el proyecto recibi贸 la aprobaci贸n del Comisionado de Petr贸leo para aumentar el volumen de exportaci贸n desde el yacimiento en 118 bcm adicionales, o hasta 145 bcm si se cumplen ciertas condiciones.