資料顯示，目前國內氫氣主要有四個來源，即煤氣化制氫約1000萬噸，天然氣制氫300萬噸以上，石油制氫300萬噸，工業副產氫約800萬噸，電解水制氫100萬噸。
從目前的氫氣獲取來看，大型能源國企的進入是必然的。而作為氫能發展的瓶頸環節，在基礎設施建設方面，尤其是加氫站，國家隊也已開始入場。
國家能源集團在成立氫能聯盟之時，便已將目光放到了氫能利用的各個環節，這其中就包括加氫站。2018年11月，神華如皋加氫站建成投產，該加氫站計劃安裝兩臺氫氣壓縮機，日加氫能力達到1000公斤。
而為了降低用地成本，油氫共建成為建設加氫站的重要形式，“三桶油”之一的中石化也已經越來越多地參與進來。
以國內首個實施加氫加油合建站改造的加油站——廣東佛山西樵樟坑（青龍）加油站為例。一位知情人士告訴記者：“加油加氫站從2018年2月便開始策劃，做前期的技術調研和站點確定，現在設備選型初步方案已經確定，進入報建階段。”
截至目前，中石化已經完成近10個油氫混建站的選址工作，除了上述廣東地區的項目之外，中石化在京津冀地區對于加氫站也有越來越多的部署。
“一窩蜂”造車之外的視角
目前，國內氫能發展的所有注意力幾乎都集中在汽車方面。但是，如果把氫能作為一種能源，從更大的角度來看，或許能夠更全面的發掘氫能的價值和潛力。
在國內，以可再生能源為主的能源轉型已初具規模，但是由于以風、光為主的可再生能源自身穩定性差，其大規模利用面臨巨大挑戰。針對這一問題，氫能作為一種高效的媒介，可以將可再生能源的電變得可儲存，從而促進大規模可再生能源的整合和消納。
從氫能優良的存儲性能的角度來看，氫能還是長期性的零碳季節性儲能的最佳整體解決方案。雖然蓄電池、超級電容以及壓縮空氣儲能也有助于實現電量平衡，但它們缺乏解決季節性不平衡所需的蓄電容量和蓄能周期。
相比通過長距離電力傳輸會造成能量的損失，通過管道運輸氫氣幾乎可以達到100%的效率。這種優勢使氫能在大規模和遠距離運輸可再生能源時非常具有經濟競爭力。
余卓平告訴記者：在氫氣儲運方面，目前氣態運輸在技術上相對較為成熟。短距離的氣態儲運一公斤氫氣在150公里的范圍內運輸的成本略高于2元，這個成本在整個氫氣鏈條中占比大概10%，這是可以接受的。而對于氫氣的長途運輸，如果大規模執行，不可避免地要談到氫氣的輸送管道問題。從初步的測算來看，氫氣管道運輸整個的成本在2.5元左右，總地來講也是可控的。未來加強對氫氣液態運輸方面的研究和開發也是非常重要的。
最為典型的日本，其實現自身氫能戰略的方向便是從海外獲取氫氣資源，為了降低運輸成本，也在千方百計的發展儲氫技術，比如零下253度的超低溫將氫氣冷卻液化運輸，利用基于甲苯與甲基環己烷可逆反應，以及氨、甲烷等能源載體的儲氫技術。
同樣是二氧化碳排放重要領域，工業過程中大量消耗天然氣、煤炭和石油等化石能源，產生了全球20%的二氧化碳排放，未來隨著技術進步，成本下降，氫能對于工業領域的脫碳同樣可以發揮重要作用。
事實上，日本除了聞名于世的豐田Mirai氫燃料電池汽車，還有氫燃料電池的家用熱電聯供（ENE-FARM）計劃，也就是說在提供電能的同時也提供熱能，滿足電力需求的同時將發電過程中產生的熱能加以利用向用戶供熱。
在政府補貼的大力支持下，日本從2009年開始推廣家用氫燃料電池系統的商業化應用，2017年，日本共安裝了約25萬套，成本進一步下降。
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