何铮认为，通过风电制氢作油品精制加氢的氢源，可替代干气制氢和煤制氢，替换出干气集约化利用，改善化工生产的原料和产品结构，生产绿色高端油品，实现炼化企业绿色生产质的飞跃。他表示，我国炼化企业已经形成环渤海、长三角和珠三角三个集群，陆上风力装机也具备了一定规模，海上风能发电也开始起步。到2020年，我国海上风电将走上规模化发展道路，已经具备风电制氢供油品精制加氢和炼厂干气集约利用的基本条件。风力发电不受燃料价格上涨的影响，未来制氢成本不会像干气随原油价格而上涨，再加上干气集约化利用并带动液化气的集约化利用，将产生更大效益。这3个炼油集群地区可根据今后发展的要求，综合考虑风电制氢对干气制氢的替代，在区域内甚至区域之间建设氢气管网，解决风电制氢的间歇性问题，保障氢气供应。
何铮认为，风电制氢并不是一个新思路，但与煤化工、石化产业联合，可破解风电不稳定、并网难平衡的“死结”。无论什么样的风速，只要发电机工作就能利用，风小电量小时电解的氢气数量较少，风大电量大时产生的氢气就多，在整个发电制氢过程中，所有的电能都可以全部转化为氢气。他表示，风电制氢多联产的方式，突破了煤化工二氧化碳排放的瓶颈，是风电、煤化工两个产业发展的突破与升级，与石化企业需求的绿色氢源也是互补双赢。
成本无优势，产量不匹配，储运有瓶颈—— 工程化难度非常大
近两年，国内一些石化企业为了油品升级加氢的需要，都上马了煤制氢装置。比如，茂名石化煤制氢生产能力为20万立方米/时，九江石化制氢能力为10.51万立方米/时，恒力石化(大连)有限公司煤制氢装置产能达到国内最大，为32.1立方米/时。
从事水电解制氢业务的苏州竞立制氢设备有限公司一位销售经理向记者介绍，目前国内运行的水电解制氢装置，规模最大的为600立方米/时，1000立方米/时的装置正在设计之中。而煤化工或石化行业一般需要10万立方米/时的氢气需求，就要上100套1000立方米/时的水电解制氢装置，这不太现实，因为一套1000立方米/时的水电解制氢装置投资就为700万元。
正在从事风电制氢论证的中船重工718研究所新能源部高级工程师白峰向记者介绍，风力发电的上网价格是每千瓦时0.5元，弃风发电的上网价格也要在0.25元。如果用风力发电来电解水制备氢气，每生产1立方米氢气需要消耗电5.1～5.2千瓦时。
华东理工大学副教授周志杰等业内人士向记者初步测算，从风电制氢所消耗的电量看，按煤化工或石化行业一般需要的10万立方米/时氢气规模来计算，每小时就需耗电50万千瓦时，每年生产8000小时，一年就需40亿千瓦时电，所需要的电量、要建设的风电机组很庞大。从每生产1立方米氢气的成本来看，煤制氢成本不足1元，而即便按弃风发电价格每千瓦时0.25元计算，风电制氢仅电的成本就为1.25元，没有竞争优势。
“煤化工、石化行业用氢量一般很大，用风电制氢不合算。”白峰认为，风电制氢还面临其他制约环节。比如，需求氢气的石化企业大都在沿海，而风电机组都建设在内陆，风电还需借助火电的电网运输;煤化工企业也并不完全靠近风电场，氢气运输主要依靠车辆，运输成本高且费时费力，如果运输距离超过300千米就没有经济性了;如果建立氢气输送管网，靠管道运输，涉及占地拆迁等问题，难度也很大。
中国天辰工程有限公司副总工程师林彬彬表示：“风电电解水制氢的投资很大，此外氢气不易液化，压缩能耗高，储存量有限。风电制氢用于煤化工、石化行业，在理论上可行，但工程化起来很难。氢气也不是什么紧缺产品，不值得这么做。”
华东理工大学洁净煤研究所所长于广锁、中石化宁波工程公司总工程师肖珍平则向中国化工报记者表示，风电不稳定，产氢量也不稳定，与煤化工、石化项目大规模的氢气需求不太匹配。
内蒙古京能锡林煤化有限责任公司工程师李文明也认为，风电制氢量太小，不能满足煤化工企业对氢气需要。此外，风力发电所在地一般都缺水，煤化工项目也离不开水，而电解制氢对水资源有需求，这也是风电制氢与煤化工结合的矛盾所在。总之，他认为风电制氢的投资及消耗很大，可操作性较差。
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