氢能具有清洁、高效的优点，被认为是21世纪最具发展前景的二次能源。近年来，美国、日本、韩国等部分国家和地区相继把氢能上升到国家能源战略高度，氢能源产业正处于从工业原料向大规模能源应用的战略转折点。加快氢能产业布局对促进中国石油化工企业可持续发展、保障国家能源安全有重要的现实意义。
一、氢气全产业链概况
完整的氢气产业链由制氢、储运和利用三大要素组成，分别对应产业链的上游、中游和下游。
（一）上游：氢气的制备
目前，制备氢气的方式主要包括化石原料制氢、电解水制氢、工业副产制氢、生物质制氢四大类；但在工业上能够实现规模化、具有经济性、占据主导地位的制氢原料仍是煤和天然气等化石原料。2018年，全球氢气产量约7000万吨，其中煤制氢约占23%，天然气制氢约占68%，来自电解水的氢气占比不到2%；我国氢气产量为1980万吨，其中煤制氢占62%，天然气制氢占19%，水解制氢仅占1%。
以上几种制氢方式中利弊（表1），其中煤和天然气制氢技术最成熟、成本最低，是大规模工业化应用的首选，但其碳排高，环保成本不容忽视；工业副产制氢的成本虽然与化石原料大体相当，但氢气纯度较低，且产量有限，难以满足大规模工业化生产需要；电解水制氢，特别是利用水电和可再生能源电解水制氢可以实现真正意义上的零污染、零排放，且氢气产品纯度高，但该方法用电量大、能源效率偏低是目前所有制氢方式中成本最高的；生物质制氢是利用厌氧菌或光合菌对有机物进行转化制氢，这方法目前仍停留在实验阶段，还不能长时间稳定产氢。
（二）中游：氢气的储存和运输
氢气的储运方式包括管道、压缩氢气、液化氢气、液体有机物氢载体、金属合金储氢等（表2）。
压缩气态和低温液态是目前氢气储运的主要方式；不过压缩氢气的高压和液氢的低温、易气化等特点都限制了其储运规模和储存时间，增加了其储运成本。日本在液氢储运方面走在世界前列。2014年6月，川崎重工宣布将设计世界上第一艘运输液氢船舶，采用与LNG相似的方式在国际市场运输氢气；2019年12月，该公司设计制造的全球第一艘液氢运输船Suiso Frontier在日本神户港下水；该船计划在2020年底前首航至澳大利亚，将该国利用褐煤生产的氢气液化后运回日本。
管道运输上，氢气专输管道单位长度投资约是天然气管道的3倍，且由于氢气的逸散性强、燃点低，输氢管道项目获得批准的难度远大于天然气管道。美国在氢气的管道运输方面拥有技术优势。目前，全球氢气管道总长度约5OOO公里，其中一半以上位于美国，主要用来向炼厂和化工厂输送氢气。也有人提出在现有天然气管道中混入一定比例的氢气，在终端再次分离用来运输氢气或是用于提高天然气的热值，但目前仍如在前期研究阶段和小规模示范阶段。
总体来看，氢气的大规模运输和储运是制约氢能产业发展的瓶颈，其经济性和安全性都有待完善，是目前各国研究的重点。
（三）下游：氢气的利用
氢气的利用包括工业应用（石油化工、冶金等）、发电（燃气轮机发电、燃料电池分布式发电）和交通运输（氢能内燃机、燃料电池汽车）三大方面。
1.工业应用
氢气是重要的工业原料之一，长期、大量被用于炼油、化工、冶金等领域。例如，在炼油过程中，氢气主要用于石脑油加氢脱硫、粗柴油加氢脱硫、燃料油加氢脱硫、改善飞机燃料的燃烧性能和加氢裂化等方面；在石油化工领域，氢气主要用于C3馏分加氢、汽油加氢、C6-C8馏分加氢脱烷基以及生产环己烷等方面。目前，全球范围内90%以上的氢气被作为工业原料使用（图1）。
2.发电
目前，氢燃气轮机发电和燃料电池分布式发电仍在发展前期。2018年，三菱日立公司在其天然气电厂成功测试了掺氢混合燃气发电（30%氢气、70%甲烷）;2019年12月，美国通用电气公司（GE）的50%掺氢燃气轮机在实验室测试获得成功；日本川崎重工正在其德国实验室测试100%氢燃气发电技术。日本经济产业省下属新能源与产业技术综合开发机构(NEDO)发布的《NEDO氢能源白皮书》中提出，“将推动氢成为电源构成的一部分”“以氢作为燃气轮机燃料的氢发电技术有望成为家用燃料电池和燃料电池车之后的第三大支柱”。大型氢燃料燃气轮机发电已成为大型燃气轮机发电的最新趋势，代表了大型电厂朝着更低排放甚至碳排放、更高发电效率的发展方向。
此外，氢气在燃料电池中发生电化学反应转化为电和热，整体效率可达95%以上，生成产物只有水，具有高效、环保、静音和模块化等优点，尤其适用于社区、医院、学校、办公楼等建筑及家庭使用，已成为全球分布式能源发展的热点之一。
3.交通运输
代替石油作为交通运输燃料是近年氢能产业链上最热点的领域，也是氢气从工业原料向能源转变的重要推动因素。目前，氢气作为能源在交通运输上的应用有两个大方向：氢燃料电池汽车和氢内燃机汽车。
（1）氢燃料电池汽车
截至2019年，全球氢燃料电池汽车保有量为10409辆，以丰田Mirai和现代NEXO为主；美国、欧洲和日本是全球的最大的氢燃料电池汽车市场。根据加氢站统计组织H2Station数据，截至2019年底，全球在运营加氢站共有432座，其中330座为类似传统加油站的公共加氢站；另有226个加氢站在建和计划修建。在现有加氢站中，欧洲有177座，约占41%，其中德国87座、居欧洲之首，法国26座、居第二位；北美有74座，其中48座位于美国加州，加拿大仅1座；亚洲178座，其中日本最多、为114座，其次是韩国、有33座，中国27座。
目前，日本在家庭用氢燃料电池热电联供和氢燃料电池汽车商业化运作方面都是最成功的。早在2014年，日本就提出了加速建设和发展“氢能社会”的战略方向，并制定了“氢能与燃料电池战略路线图”。截至2019年，日本氢燃料电池乘用车保有量约3000辆、燃料电池大巴约100台；日本计划到2040年将氢燃料电池汽车的续航里程延长至目前的1.5倍、约1000公里，氢燃料电池汽车保有量达到300-600万辆，约占其汽车保有总量的5%-10%。
美国氢燃料电池乘用车和叉车保有量领先全球，丰田Mirai在美国销售了超过2900辆氢燃料电池汽车；美国还拥有世界最大的氢燃料电池叉车企业Plug Power，目前已有超过2万辆燃料电池叉车，进行了超过600万次加氢操作。2019年，美国车用氢气量占其氢气总产量的14%。
韩国在2019年初发布其“氢能经济发展路线图”，旨在大力发展氢能产业，引领全球氢燃料电池汽车和燃料电池市场发展。其计划以现代等汽车企业为依托，推动氢燃料电池汽车在国内的普及；到2022年，将氢燃料电池乘用车和公交车保有量分别从2019年的2000辆和200量增至15000量和1000辆以上。
与日、韩不同，我国将商用车作为氢燃料电池汽车的核心应用场景。2017年，上汽集团发布国内首款氢燃料电池轻型客车-大通V80；东莞氢宇等企业正在氢燃料电池叉车方面开展攻关。
（2）氢内燃机汽车
使用氢气替代石油作为汽车内燃机燃料的相关研究在上世纪80年代便开始了，宝马、马自达等车企都曾开展过乘用车氢内燃机方面的研究，并提出过相关产品，如马自达的RENESIS氢转子发动机，但因为在储氢、内燃机效率等方面与传统内燃机和氢燃料电池相比没有优势，最终都搁置了氢内燃机的开发。不过，对于商用车氢内燃机的研究一直没有停止，而且近两年取得了比较大的突破。德国道依茨公司设计的氢内燃机已经开始在城市公交和载重卡车上使用。从目前估算的情况来看，道依茨氢内燃机公交车和卡车的全周期成本（Total Cost of Ownership，TCO）与同类柴油车相当，远低于同类锂电池纯电动车和氢燃料电池车（表3）。
二、加快氢能产业发展的积极意义
（一）加快氢能产业发展有利于保障我国能源安全
目前，我国一次能源综合自给率接近80%，发生系统性能源安全风险的可能性较小；但我国能源安全的短板也非常明显，短中期来看，主要是油气（特别是石油）对外依存度过高、价格话语权缺和运输通道多元化程度不高带来的“断供”风险；长期来看，需要解决“煤炭一家独大”带来的可持续发展问题，需要把握正确的能源技术发展方向，降低经济社会发展对环境的影响，在未来的能源竞争中占据制高点。加快氢能源产业发展是解决我国能源体系既有问题、保障国家能源安全的重要途径。
1.加快氢能发展符合能源行业大趋势
全球一次能源消费经历了从薪柴到煤炭再到石油和天然气的过程，从物态看表现出从固态到液态再到气态的趋势；从碳、氢原子比看，从煤的1:1到石油的1:2再到天然气的1:4，表现出明显的“脱碳趋氢”特征。氢能被认为是21世纪的终极能源，欧美、日韩等发达国家均认为氢能是重要的能源发展方向，对其高度重视，并从国家层面做出了规划，主要目的之一都是增强能源自给能力、保障能源安全。因此，通过发展氢能技术改善我国能源布局、保障能源安全符合全球大趋势。
2.推进氢能产业有助于经济社会可持续发展
一方面，我国化石能源资源分布不均、产区与消费区分离，“北煤南运”“西气东输”“西电东送”都是为了解决这些地域性差异。与这些一次能源相比，作为二次能源的氢具有来源多样的优势，原料可以是化石燃料也可以是水，制备手段有热解、裂解、部分氧化等多种，规模控制也比较灵活，可以结合市场情况和当地资源灵活选择，“宜煤则煤、宜气则气、宜水则水”，发挥各自优势，提升区域能源综合利用效率。
另一方面，与全球煤炭、石油和天然气“三分天下”的一次能源消费结构不同，我国表现出煤炭“一家独大”的局面，在一次能源消费中的占比高达57%，是世界平均水平的两倍。与其他一次能源相比，煤炭的热效率低、温室气体和粉尘排放高，对环境的影响大；相比之下，氢气作为能源的清洁高效优势明显。我国化石资源“多煤贫油少气”特征明显，煤制氢技术成熟、成本低，将其与碳捕捉与封存技术（CCS）综合使用，成本与天然气制氢大体相当，同时可以基本实现零碳排放，是短中期内实现煤炭清洁利用、降低煤炭消费对环境影响的重要途径。
此外，水能、风能、太阳能等可再生能源发电是能源消费向清洁低碳转型的重要途径，但其自身“间歇性”短板难以满足电网平稳运行的要求，导致“弃水”“弃风”“弃光”频发。可以将氢气作为可再生电力的储能载体，借助燃料电池或氢能发电技术“削峰填谷”，实现可再生能源与电网的平稳衔接，提高电力系统灵活性。
3.推广氢能可以改善我国石油消费“受制于人”的局面
我国是全球最大的一次能源消费国和石油净进口国，石油对外依存度超过70%，大约一半的石油从中东进口，海运进口石油的80%需经过马六甲海峡。在全球地缘局势日趋复杂、产油国频繁干预油价的大背景下，巨大的石油需求和进口量反倒使我国处于被动，不利于维护国家能源安全。
从整体来看，根据自然资源部最新发布的《中国矿产资源报告2019》数据，截至2018年底，我国煤炭探明储量为1.7万亿吨，按照目前约8:1的煤制氢产出率，如果将1%的煤炭资源用来制氢，可生产氢气21.3亿吨；按照热值估算，相当于约64亿吨石油（以汽油和柴油热值估算），可以满足全国约9年的石油需求。同样是自然资源部的数据，截至2018年底，我国天然气技术可采储量为6.3万亿立方米，按照目前约3:1的天然气制氢产出率，如果将1%的天然气用于制氢，可生产氢气约3亿吨；按照热值估算，与我国1年的石油消费总量基本相当。
从我国的石油消费构成来看，将近60%被用做交通运输燃料，鉴于目前氢燃料电池汽车和氢内燃机技术已取得一定突破，加速推动氢能源在交通运输领域的应用，对石油消费形成一定规模的替代，是我国实现“石油消费总量控制”目标的重要途径。按照目前国内民用汽车保有量规模，如果将其中的三分之一替换为氢能或电能汽车，每年可减少石油进口约9000万吨，降低石油对外依存度约5%。
（二）布局氢能是我国石化企业转型升级的需要
我国是全球最大的石油石化产品消费市场之一，随着我国社会经济逐渐进入高质量发展阶段，石油化工行业也随之向节能降耗、低碳环保方向发展，炼化生产正由价值链中低端向高端转移。近年来，随着国内地炼迅速崛起，我国炼油能力过剩日益凸显，普通汽油、柴油等中低端炼油产品和化工产品同质化严重、供应过剩、竞争加剧，低硫船用燃料油、高性能润滑油基础油、高等级沥青等高端炼油产品以及聚氨酯、碳纤维复合材料等高端化工产品需求旺盛，但国内产量极低、进口比例逐年增加。炼油向化工转型、燃料型炼厂向炼化一体化（燃料+化工）转型是我国主营炼厂的必然选择，氢能在其中发挥着举足轻重的作用。
一方面，石油化工产业的升级发展需要稳定的石油资源保障，就我国当前的情况看，大部分石油被用于满足中低端石油产品需求，高端炼油化工面临资源瓶颈。通过推广氢能在交通运输、发电、冷热联供等领域的应用，可以替代部分中低端石油产品需求，进而将更多的石油用于高端产品生产和研发，推动企业高质量发展。
另一方面，全球已经进入能源大转型时期，BP、壳牌等传统的一体化石油公司都在向油气一体化甚至能源一体化公司转型，氢能是这些公司布局的主要领域之一，中国的石油石化企业也需要适应全球发展大趋势，加快推进能源领域的一体化经营。
三、我国氢能产业发展建议
（一）重视氢气的能源属性
虽然目前全球作为能源使用的氢气（发电、交通运输）尚不足总消费量的3%，但其作为能源的独特优势越来越受到重视，能源领域的应用正成为推动全球氢产业快速发展的核心动力。
从国家层面看，全球主要能源消费国都已将氢能提升到国家能源战略层面。美国自上世纪70年代开始关注氢能，并持续为相关研究提供资助；2002年美国能源部（DOE）发布《国家氢能发展路线图》，标志着其氢能产业从构想转入行动阶段；2014年，美国颁布《全面能源战略》，确定了氢能在交通转型中的引领作用。日本是最早探索氢气作为能源的国家之一，在1973年成立氢能源协会，引导研究人员开展氢能源技术研讨与技术研发；2013年，日本推出《日本再复兴战略》，把发展氢能提升到国家政策高度；2014年提出实现“氢能社会”的构想，并在2017年发布《氢能基本战略》，为实现这一目标制定具体行动计划。韩国将氢能视为保障其国家能源安全、促进经济发展的抓手，2018年明确提出将“氢能产业”确定为三大创新增长战略投资领域之一；2019年发布《氢能经济发展路线图》，提出以氢燃料电池汽车和燃料电池为核心，打造成世界最高水平的氢能经济领先国家的发展目标。欧盟国家根深蒂固的环保意识是推动其氢能产业发展的重要保障；2008年以来，欧盟开展了一系列氢燃料电、加氢站等方面的合作项目；2019年，欧洲燃料电池和氢能联合组织发布《欧洲氢能路线图：欧洲能源转型的可持续发展路径》，提出面向2030、2050年的氢能发展路线图；目前，欧盟的氢能发展呈现德国领跑、法国追赶、其他国家跟跑的局面。我国在2001年启动了首个氢能“973”项目，此后的《节能与新能源汽车技术路线图》《“十三五”交通领域科技创新专项规划》等都从不同方面提出了氢能产业发展规划和扶持措施；2019年，国家统计局印制《能源统计报表制度》，首次将氢气纳入2020年能源统计；2020年4月，国家能源局发布《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，首次从法律上将氢能列为能源；2020年5月，第十三届全国人民代表大会第三次会议批准《关于2019年国民经济和社会发展计划执行情况与2020年国民经济和社会发展计划草案的报告》，明确指出“制定国家氢能产业发展战略规划；支持新能源汽车、储能产业发展，推动智能汽车创新发展战略实施”。
从行业层面看，目前，上游制氢已经拥有相对成熟的规模化生产技术（化石原料制氢）和较明确的长期发展方向（可再生能源电解水制氢）；下游应用场景也逐渐明确（氢燃料电池乘用车、氢内燃机商用车）；中游的储运方面，液态氢的储存和运输是当前研究的热点，尚缺实质性进展，是制约氢产业进一步发展的瓶颈所在。不过，这丝毫不影响人们将氢气作为能源使用的热情和氢能行业的发展。当前，全球范围内有多个氢能项目正在开展，涵盖了氢气的制备、储存、运输、发电、热电联供、燃料电池、氢能汽车等全氢产业链（表3）。
从公司层面来看，大型国际石油公司都在氢能领域有所涉足。BP早在1978年就申请了第一件氢燃料电池专利，在全球参与了多个氢能示范项目，拥有超过40年的制氢经验和超过10年的汽车加氢站运营经验，与戴姆勒克莱斯勒、福特合作研究先进燃料电池技术，在北京建成中国第一座加氢站。壳牌2013年开始在氢能领域全面发力，与日本岩谷产业、日本电源开发公司合作，将澳大利亚的低质褐煤转化为氢气，并与川崎重工合作研发液氢运输船，将所产氢气液化后船运回日本。2017年，壳牌与丰田正式达成合作协议，在加利福尼亚州建造7座加氢站，并将在2024年增加至100座；还计划在英国投资加氢设施。道达尔积极推进加氢站布局，与壳牌、戴姆勒等公司启动了H2 Mobility项目，计划在2023年前在德国建设400座加氢站；道达尔还与林德、宝马在氢气加注技术等方面开展合作。
我国企业也在积极布局氢能领域。2018年，中化集团成立中化能源国际氢能与燃料电池科技创新中心，专攻氢燃料电池，据称其新能源业务已进入战略突破和攻坚阶段；截至2019年底，中国石化已先后在广东、上海、浙江等地建成了4座油氢合建站，并开始探索布局氢能全产业链。不过，与国外企业相比，我国石油化工企业尚未实质性参与氢能领域，也缺少相应的顶层设计和中长期发展规划。建议我国石油石化企业抓住国家氢能领域相关立法逐渐完善、鼓励扶持政策逐渐成型的机会，以“十四五”规划为抓手，将氢气作为能源产品从公司的整体业务发展和产业布局方面进行顶层设计，推动氢能产业更好、更快发展。
（二）打造氢能“无碳城”和“绿氢”经济带
1.打造日照“无碳城”
山东省境内的日照港是我国重要煤炭输出港，拥有国内泊位水深最深、泊位能力最大的15万吨级煤炭专用泊位2个和5万吨级煤炭专用泊位1个，通过能力超过4500万吨，创造了9486吨/小时煤炭装船全国纪录；日照港的煤炭进口量居全国沿海港口前列，随着港区铁路改建和石臼港区南区的开发建设，日照港将实现万吨大列直入港区，煤炭通过能力将达到1亿吨以上。与此同时，日照港还是我国“西煤东运”和“东煤南移”的重要中转地之一。因此，日照拥有开展大规模煤制氢的原材料基础。
在装备制造方面，山东省是我国装备制造能力最强的省份之一，青岛、潍坊、济南等地均拥有综合实力较强的工业设备和特种装备制造企业，日照港与这些地区的距离均在200公里左右，在其辐射范围之内，且自身也具备一定的机械设备制造能力，可以为煤制氢相关设备制造提供支撑。
从成本角度来看，从典型氢燃料电池汽车与传统汽车的对比来看，当终端氢气加注成本不超过40元/kg时氢燃料电池汽车具有较强竞争力。目前，不同的制氢技术的终端加注成本如图2所示。从成本对比情况来看，只有煤制氢可以经济性替代传统车用燃料，天然气制氢具有一定的边际效应，但经济性差，电解水制氢完全无法与传统车用燃料竞争。结合日照港地区煤炭集散中心的独特优势，其原材料成本应低于全国门站平均水平，在该地开展氢燃料加注的经济性会进一步提升。
储运与市场方面，日照与东营、滨州、青岛等山东地炼较集中区的距离均在300公里左右，接近管道输氢的最佳距离，可以将部分氢气供应地炼。考虑到煤制氢的碳排放较高，需要进行捕集和封存处理，而二氧化碳是油田提高采收率的重要原料之一，日照临近胜利油田，可通过与油田互惠合作的方式进行碳处理，既降低了煤制氢的碳排放，也不会大幅增加成本。此外，日照港与日韩隔海相望，具备与其开展氢能贸易的地理优势。
以上分析表明，日照具备通过煤制氢发展氢能全产业链的基础；如果按照其每年1亿吨以上的煤炭通过量，将其中的1%用于制氢，可生产氢气12.5万吨，若用其替代传统汽油和柴油，每年可为约150万辆民用汽车提供动力；截至2019年底，整个日照市的汽车保有量约为90万辆。可以考虑借助日照在煤炭资源方面的独特优势，通过煤制氢气与碳捕捉与封存技术联合使用，推动氢气在交通运输、发电等领域对煤炭、燃油等传统化石能源的替代，打造基于氢能的“无碳城”。
2.打造沿江“绿氢”经济带
从全球长期发展趋势来看，利用可再生能源电解水制氢，即“绿氢”是氢能产业发展的终极目标；但目前可再生能源制氢面临成本瓶颈。在所有可再生能源发电中，水电的成本是最低的，2018年全球水力发电平准化成本约为0.3元/千瓦时，而且水电比风能俄太阳能发电的稳定性更好。如果在水电站就近利用水电电解水制氢，电费按照平准化成本计算，则制氢成本约为15元/kg，与天然气制氢大体相当，而且可以实现零排放，获得真正意义上的“绿氢”。
我国是全球水力发电量最多的国家，2018年的水力发电总量为1.2万亿千瓦时，但随着水电装机容量的不断增加，弃水问题也越来越严重，2018年的弃水量接近700亿千瓦时。按照目前生产1kg氢气用电约56千瓦时估算，如果在水电站就近配套制氢设施，将被弃水电用于制氢，可生产氢气约125万吨。如果将这些氢气按照20元/kg（加注站盈亏平衡成本约为40元/kg）出售，相当于增加约250亿元人民币的产值。
另一方面，用于船舶动力也是氢能的重要领域之一，欧美、日本等国都在持续开展船用氢燃料电池相关研究。欧盟在2007年资助了全球首个商业客轮ZEMships项目，该船采用混合动力推进方式，整合了两个峰值功率48 kW的氢燃料电池，可运送100名乘客；德国在2008年研制出该国首艘氢燃料电池游船，目前实现载客共14000余名；美国在2018年宣布，将在墨西哥湾地区建造第一艘氢燃料电池渡轮；日本在2015年下水试航首款氢燃料电池渔船，搭载450L氢燃料，可乘坐 12 人。2019年，中国船舶集团公布由其自主设计研发的全球首艘氢燃料试点船舶设计方案，为一艘2000吨级定点航线内河自卸货船，采用4组125kW质子交换膜氢燃料电池作为船舶主动力源，辅以4组250kWh锂电池组进行调峰补偿，同时船舶载有35MPa高压氢气瓶组储存氢气燃料，可续航140公里。
我国长江干流和支流分布着多个水电站，其中干流上的三峡、葛洲坝等四大水电站年发电量超过2000亿千瓦时；如果将其中的1%用于电解水制氢，按照目前生产1kg氢气用电约56千瓦时估算，每年可生产氢气约3600万吨。可以试点在沿江水电站福建配套水电电解制氢和加氢设施，将长江流域的中短途货船替换为氢燃料电池货船。建立以水电制氢为核心，氢气加注为纽带，制氢用氢机械设备为外延的沿江“绿氢”经济带。
（三）石油化工企业氢能产业链布局建议
2020年是我国氢能产业的转折年，氢能在我国能源体系中的定位已基本明确，对氢能的认识已经从新能源汽车领域向外辐射，氢能全产业链布局的思路逐渐明确，相关扶持和激励政策陆续酝酿出台，氢能产业示范区、氢能小镇建设加速推进，为我国石油化工企业布局氢能全产业链提供了机遇。
上游领域，煤制氢和天然气制氢是目前最成熟、最具经济性的氢气制备技术，石油化工企业具备炼厂制氢的先发技术优势和一定的化石资源基础。短中期来看，随着国内环保要求提高，成品油质量提升在即，炼厂用氢需求将持续增长，大型炼厂在制氢方面比较灵活，但中小型地炼的制氢能力难以满足大规模加氢的需求，可能出现大量采购氢气的情况；大型石油化工企业可以发挥在化石能源制氢技术和化石资源方面的优势，扩大氢气产能和产量，在满足自身产品升级需求的同时，为氢能产业下游推广应用创造资源调条件，同时尝试开展国内甚至跨国氢气贸易。长期来看，电解水制氢，特别是利用可再生能源电解水制氢是行业发展大势所趋，可以通过合作资助、联合研发、应用示范的形式参与国内外相关项目，为大规模、商业化电解水制氢奠定技术基础。
中游领域，一方面，氢气极易发生逸散，而且在空气中的爆炸范围广（4%-74%），属于易爆品，其储存和运输的安全环保要求比天然气更高。因此，氢能产业的中游储运环节应该遵循标准和基础设施国家和行业协会主导、企业主体积极参与的原则，避免企业各自为战带来安全隐患。石油化工企业要按照“产供储用一体化”思路，积极全面参与国内相关标准制定和储运设施建设，打通氢气作为能源产品在国内储存、运输、销售和使用的路径。另一方面，日本和韩国都已经发布了明确的氢能产业发展路线，但由于目前大规模制氢仍以化石能源为主，日韩国内化石能源匮乏，因此短中期内的进口需求会有明显增长，其中日本计划在2030年之前从海外进口200-300亿立方米氢气，约合2-4亿吨。我国石油化工企业可以依托日照“无碳城”等国家示范区项目，在环渤海港口布局氢气厂，利用地理优势开展对日韩的氢气国际贸易。
下游领域，氢在交通运输领域对石油的替代依赖于氢燃料电池和氢内燃机的推广和使用，目前国内在这两方面都处于起步阶段，与欧美、日韩都有较大差距。国内相关能源企业可以结合上游资源和装备制造优势，加大氢燃料电池和氢动力设备的研发力度。此外，东部沿海地区是目前我国氢燃料电池发展最集中的地区，也是经济最发达的地区，经济承受能力相对较强，可以配合国家新能源汽车推广政策，加快推进“油、电、氢、气”合建站建设，开拓氢气加注市场；还可以积极参与沿江“绿氢”经济带，在主要水电站附近布局制氢、和氢气加注业务。