资料显示，目前国内氢气主要有四个来源，即煤气化制氢约1000万吨，天然气制氢300万吨以上，石油制氢300万吨，工业副产氢约800万吨，电解水制氢100万吨。

从目前的氢气获取来看，大型能源国企的进入是必然的。而作为氢能发展的瓶颈环节，在基础设施建设方面，尤其是加氢站，国家队也已开始入场。

国家能源集团在成立氢能联盟之时，便已将目光放到了氢能利用的各个环节，这其中就包括加氢站。2018年11月，神华如皋加氢站建成投产，该加氢站计划安装两台氢气压缩机，日加氢能力达到1000公斤。

而为了降低用地成本，油氢共建成为建设加氢站的重要形式，“三桶油”之一的中石化也已经越来越多地参与进来。

以国内首个实施加氢加油合建站改造的加油站——广东佛山西樵樟坑（青龙）加油站为例。一位知情人士告诉记者：“加油加氢站从2018年2月便开始策划，做前期的技术调研和站点确定，现在设备选型初步方案已经确定，进入报建阶段。”

截至目前，中石化已经完成近10个油氢混建站的选址工作，除了上述广东地区的项目之外，中石化在京津冀地区对于加氢站也有越来越多的部署。

“一窝蜂”造车之外的视角

目前，国内氢能发展的所有注意力几乎都集中在汽车方面。但是，如果把氢能作为一种能源，从更大的角度来看，或许能够更全面的发掘氢能的价值和潜力。

在国内，以可再生能源为主的能源转型已初具规模，但是由于以风、光为主的可再生能源自身稳定性差，其大规模利用面临巨大挑战。针对这一问题，氢能作为一种高效的媒介，可以将可再生能源的电变得可储存，从而促进大规模可再生能源的整合和消纳。

从氢能优良的存储性能的角度来看，氢能还是长期性的零碳季节性储能的最佳整体解决方案。虽然蓄电池、超级电容以及压缩空气储能也有助于实现电量平衡，但它们缺乏解决季节性不平衡所需的蓄电容量和蓄能周期。

相比通过长距离电力传输会造成能量的损失，通过管道运输氢气几乎可以达到100%的效率。这种优势使氢能在大规模和远距离运输可再生能源时非常具有经济竞争力。

余卓平告诉记者：在氢气储运方面，目前气态运输在技术上相对较为成熟。短距离的气态储运一公斤氢气在150公里的范围内运输的成本略高于2元，这个成本在整个氢气链条中占比大概10%，这是可以接受的。而对于氢气的长途运输，如果大规模执行，不可避免地要谈到氢气的输送管道问题。从初步的测算来看，氢气管道运输整个的成本在2.5元左右，总地来讲也是可控的。未来加强对氢气液态运输方面的研究和开发也是非常重要的。

最为典型的日本，其实现自身氢能战略的方向便是从海外获取氢气资源，为了降低运输成本，也在千方百计的发展储氢技术，比如零下253度的超低温将氢气冷却液化运输，利用基于甲苯与甲基环己烷可逆反应，以及氨、甲烷等能源载体的储氢技术。

同样是二氧化碳排放重要领域，工业过程中大量消耗天然气、煤炭和石油等化石能源，产生了全球20%的二氧化碳排放，未来随着技术进步，成本下降，氢能对于工业领域的脱碳同样可以发挥重要作用。

事实上，日本除了闻名于世的丰田Mirai氢燃料电池汽车，还有氢燃料电池的家用热电联供（ENE-FARM）计划，也就是说在提供电能的同时也提供热能，满足电力需求的同时将发电过程中产生的热能加以利用向用户供热。

在政府补贴的大力支持下，日本从2009年开始推广家用氢燃料电池系统的商业化应用，2017年，日本共安装了约25万套，成本进一步下降。