ฝ่ายวิเคราะห์ บริษัทหลักทรัพย์ ซีจีเอส อินเตอร์เนชั่นแนล (ประเทศไทย) หรือ CGSI ระบุในบทวิเคราะห์ ว่า การที่สหรัฐอเมริการ่วมมือกับอิสราเอลโจมตีอิหร่าน ส่งผลให้เกิดความเสี่ยงแบบ “binary risk (ได้หรือเสีย)” อย่างชัดเจน โดยหากความขัดแย้งดำเนินไปเพียงช่วงสั้น ๆ risk premium ที่ผลักดันราคาน้ำมันให้ปรับตัวสูงขึ้นอาจหายไปอย่างรวดเร็ว แต่หากสถานการณ์ลุกลามยืดเยื้อ แรงกดดันด้านราคาน้ำมันจะยังคงอยู่หรืออาจรุนแรงขึ้นกว่าเดิม
ทั้งนี้ นอกจากการส่งออกน้ำมันของอิหร่านที่อาจต้องหยุดชะงัก หากโครงสร้างพื้นฐานด้านการส่งออกน้ำมันบนเกาะคาร์ก (Kharg) ได้รับความเสียหายแล้ว ต้องจับตา “ความเสี่ยงสุดโต่ง” ต่อการปิดช่องแคบฮอร์มุซ (Strait of Hormuz) ซึ่งเป็นหนึ่งในเส้นทางขนส่งทางเรือที่สำคัญของโลก คิดเป็นสัดส่วนราว 21% ของการค้าน้ำมันทางทะเลทั่วโลก อย่างไรก็ตาม ฝ่ายวิเคราะห์ CGSI มองว่าหากสถานการณ์คลี่คลายเร็ว เชื่อว่า risk premium ที่พุ่งสูงขึ้นของราคาน้ำมันจะหายไปอย่างรวดเร็วเช่นกัน
ในส่วนของ ธุรกิจโรงกลั่น ฝ่ายวิเคราะห์ ระบุว่า ค่าการกลั่น (GRM) มีแนวโน้มแข็งแกร่ง จากความเสี่ยงที่โรงกลั่นน้ำมันของอิหร่านอาจถูกโจมตี โดยกำลังการกลั่นของอิหร่านคิดเป็นประมาณ 2% ของกำลังการกลั่นทั่วโลก และ 26% ของกำลังการกลั่นในตะวันออกกลาง ขณะเดียวกัน การส่งออกน้ำมันดีเซลและน้ำมันอากาศยานผ่านช่องแคบฮอร์มุซที่อาจหยุดชะงัก คิดเป็นราว 10% และ 20% ของปริมาณการซื้อขายน้ำมันดีเซลและน้ำมันอากาศยานโลกตามลำดับ น่าจะช่วยหนุน GRM ของโรงกลั่นไทย
อย่างไรก็ดี ผลบวกดังกล่าวบางส่วนมีแนวโน้มถูกหักล้างจาก crude premium ที่ปรับตัวสูงขึ้นของน้ำมันดิบชนิดเบา รวมถึงค่าขนส่งที่เพิ่มขึ้นจากความเสี่ยงด้านภูมิรัฐศาสตร์ โดยเชื่อว่าหากการปิดช่องแคบฮอร์มุซเกิดขึ้นจริง สถานการณ์ไม่น่าจะยืดเยื้อ เนื่องจากสหรัฐอเมริกาและกลุ่มประเทศอ่าวเปอร์เซียมีแรงจูงใจในการผลักดันให้เส้นทางเดินเรือกลับมาเปิดโดยเร็ว อย่างไรก็ตาม อัตราค่าระวางเรือมีแนวโน้มทรงตัวในระดับสูง เนื่องจากผู้เช่าเหมาเรือ (charterer) อาจเรียกเก็บเบี้ยประกันภัยความเสี่ยงสงครามเพิ่มขึ้น
ทั้งนี้ ช่วงที่ราคาน้ำมันดิบแพง มักจะทำให้ต้นทุนของแนฟทาและ LPG (ก๊าซปิโตรเลียมเหลว) เพิ่มสูงขึ้นตาม โดยเฉพาะตลาด LPG ที่ตึงตัวอยู่แล้ว หลังการส่งออกจากซาอุดิอาระเบียหยุดชะงักช่วงปลายเดือนก.พ. 69 ขณะที่ข้อมูลของ Kpler แสดงให้เห็นว่าประมาณ 26% ของก๊าซธรรมชาติเหลว (NGL- อีเทน, โพรเพน, บิวเทน) ขนส่งผ่านช่องแคบฮอร์มุซ ขณะที่ประมาณ 40% ของแนฟทาที่ผลิตในตะวันออกกลางถูกส่งออกไปภูมิภาคเอเชียในครึ่งปีแรกของ 68
ฝ่ายวิเคราะห์ CGSI มองว่า ผู้ประกอบการธุรกิจ E&P ต้นน้ำและโรงกลั่นน่าจะได้ประโยชน์จากราคาน้ำมันแพง แต่ผู้ผลิตปิโตรเคมีอาจได้รับผลกระทบจากต้นทุนการผลิตที่เพิ่มขึ้นเร็วกว่าราคาสินค้า โดยชอบ PTT/PTTEP ที่ยังคงมีอัตราผลตอบแทนจากเงินปันผลน่าสนใจที่ 5-6% ในปี 69 ส่วนโรงกลั่นไทยจะได้แรงหนุนจากทั้ง crack spread ที่แข็งแกร่งของผลิตภัณฑ์ middle distillate/แนฟทา/LPG รวมทั้งกำไรจากสต็อกน้ำมัน แต่หากการขนส่งน้ำมันหยุดชะงักนานกว่าหนึ่งเดือน ผู้ประกอบการโรงกลั่นอาจต้องลดการผลิตของหน่วย CDU เนื่องจากปริมาณน้ำมันดิบในสต็อกลดลง
อย่างไรก็ตาม ล่าสุดจากรายงานข่าวของ Al Jazeera ระบุว่า จำนวนเรือที่แล่นผ่านช่องแคบฮอร์มุซในวันที่ 3 มี.ค. 69 ลดลง 80% เมื่อเทียบกับสัปดาห์ก่อน แม้ยังไม่มีการปิดช่องแคบฮอร์มุซอย่างเป็นทางการ แต่ผู้ให้บริการ ขนส่งทางทะเลหลีกเลี่ยงที่จะเดินเรือในช่องแคบฮอร์มุซ เนื่องจากมีความเสี่ยงด้านความปลอดภัยสูงขึ้นและ กังวลว่าจะถูกโจมตี ขณะที่วันเดียวกัน Saudi Arabian Oil Company (Saudi Aramco) ได้ขอให้ผู้ซื้อน้ำมันในเอเชียเปลี่ยนไปรับซื้อน้ำมันจากท่าเรือ Yanbu ในทะเลแดงเพื่อหลีกเลี่ยงช่องแคบฮอร์มุซ ตามรายงานของ Bloomberg
ขณะที่รายงานข่าวของ Argus Media ระบุว่า Fujairah Oil Terminal ของ UAE ซึ่งเป็นเส้นทางส่งออกสำคัญที่ใช้หลีกเลี่ยงช่องแคบฮอร์มุซถูกอิหร่านโจมตีด้วยโดรน ส่งผลให้เกิดเพลิงไหม้ในพื้นที่คลังเก็บน้ำมันหลังเศษซากตกลงภายในพื้นที่เมื่อวันที่ 3 มี.ค.69
จากสถานการณ์ที่เกิดขึ้นในขณะนี้ ฝ่ายวิเคราะห์ CGSI มองว่า ความมั่นคงด้านอุปทานน้ำมันของโรงกลั่นไทยมีความเสี่ยง โดยอ้างอิงข้อมูลจากกรมธุรกิจพลังงานซึ่งระบุว่า ในปี 68 โรงกลั่นไทยยังพึ่งพาน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางในสัดส่วนสูงที่ 91% / 85% / 70% ของปริมาณน้ำมันดิบที่นำเข้ากลั่นของ TOP / SPRC / IRPC ตามลำดับ ขณะที่โรงกลั่นศรีราชา (BCP ถือหุ้น 81%) ของ BCP และ PTTGC ใช้น้ำมันจากแอฟริกาตะวันตก สหรัฐฯ เอเชียตะวันออก และน้ำมันที่ผลิตในประเทศเป็นหลัก
ฝ่ายวิเคราะห์ CGSI ประเมินว่าโดยเฉลี่ยแล้วโรงกลั่นไทยมีสต็อกน้ำมันดิบเพียงพอสำหรับการผลิตประมาณ 30 วัน และหากรวมน้ำมันดิบที่อยู่ระหว่างการขนส่งอีก 15 วัน อุปทานน้ำมันที่มีอยู่จะรองรับการผลิตได้สูงสุด 45 วัน ภายใต้สมมติฐานที่โรงกลั่นมีอัตราการผลิตเท่าเดิม อย่างไรก็ตาม ปัญหาจะเกิดขึ้นหากเรือบรรทุกน้ำมันไม่สามารถออกจากตะวันออกกลางหากความตึงเครียดระหว่างสหรัฐฯ-อิหร่านยกระดับขึ้น ซึ่งอาจทำให้โรงกลั่นไทยต้องระงับการผลิตเพราะขาดแคลนอุปทาน
โดยเชื่อว่า TOP และ IRPC มีความเสี่ยงด้านการจัดหาน้ำมันดิบสูงกว่า SPRC เนื่องจากทั้งสองบริษัทใช้น้ำมันดิบเกรด non-Murban จาก UAE ที่ไม่ได้เก็บอยู่ใน Fujairah Oil Terminal จึงทำให้ไม่สามารถหลีกเลี่ยงการขนส่งผ่านช่องแคบฮอร์มุซ นอกจากนี้ เชื่อว่า cargo ขนส่งน้ำมันดิบ Arab Light และ Arab Extra Light อาจไม่สามารถเปลี่ยนเส้นทางไปยังคลังเก็บน้ำมันที่ท่าเรือ Yanbu ได้ทั้งหมด ซึ่งจะจำกัดความยืดหยุ่นในการเปลี่ยนเส้นทางเดินเรือหากเกิดปัญหาขึ้น
ส่วน BCP/PTTGC นั้น แม้ว่าจะพึ่งพาน้ำมันดิบที่ไม่ได้มาจากตะวันออกกลาง (non-Middle East) เป็นหลักและดูจะมีความเสี่ยงด้านการจัดหาน้ำมันดิบน้อยกว่า TOP/IRPC/SPRC แต่ crude premium ของราคาน้ำมันดิบ non-Middle East กำลังเพิ่มสูงขึ้น เพราะการแข่งขันที่รุนแรงจากโรงกลั่นในเอเชีย
ฝ่ายวิเคราะห์ CGSI ระบุว่า นอกเหนือจากความเสี่ยงด้านอุปทานแล้ว ยังเห็นความเสี่ยงจากค่าระวางเรือที่ปรับตัวสูงขึ้น ซึ่งอาจส่งผลให้ค่าการกลั่น (GRM) ลดลง จึงมองว่าผู้ประกอบการในธุรกิจต้นน้ำอย่าง PTTEPน่าจะเป็นตัวเลือกที่ปลอดภัยกว่าโรงกลั่นท่ามกลางความตึงเครียดในตะวันออกกลาง ยังแนะนำให้คงน้ำหนักการลงทุนในกลุ่มน้ำมันและโรงกลั่นของไทย โดยประเมินว่า upside risk จากความตึงเครียดด้านภูมิรัฐศาสตร์น่าจะหักล้างกับอุปสงค์ที่อ่อนตัวได้ ขณะที่จะมี downside risk หากความต้องการน้ำมันต่ำกว่าคาด