在中国工程院院士干勇看来，氢能火热，是因为氢能在交通领域找到了属于它的使用通道。他回忆，十二年前科技部立了氢冶金专项，当时想用氢在冶金中做还原剂，在高炉里还可以提供热量，但没有想到氢还可以用作能源（在燃料电池、发电方面）。
截止2018年7月，我国有近20座城市规划和布局发展氢能与燃料电池产业，京津冀、长三角、珠三角已初步形成了氢能与燃料电池产业集群，并逐步辐射到了周边地区。这股氢能热潮中，不仅汽车企业，油气企业也积极试水。
国际石油巨头中，壳牌在2016年开始与日本川崎重工合作开发氢运输船舶技术，2017年与丰田达成合作协议，在加州建造了7座加氢站：截止2019年1月，道达尔在德国共有20个加氢站；BP在世界范围内参与了众多的氢能示范项目，例如，与戴姆勒·克莱斯勒和福特公司合作研究先进燃料电池技术，在北京中关村投资建成中国第一座加氢站等。
中国石油公司方面，2018年10月，中石化与亿华通签订《战略合作框架协议》，在氢气供应、车辆加氢、加氢站运营等方面展开全面深入合作。2019年4月，中国石油天然气股份有限公司北京销售分公司与北京海珀尔氢能科技有限公司签署战略合作协议，双方将联手在北京地区建设液气油氢混建站。
中国石油规划总院发展战略研究所高级工程师张震向eo表示，油气企业石油需要适应新变化，关注氢能，但主营业务仍是油气。
张震在上述会议发表了题为《氢能——油气公司的下一个战略选择？》的演讲，eo根据现场整理了如下内容。
氢能起步，近期影响小，远期影响不可忽视
根据中国标准化研究院和全国氢能标准化技术委员会联合组织编著的《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书2016年》，计划到2020年建设20万千瓦的燃料电池发电，到2030年建设1亿千瓦的燃料电池发电。
按照中国石油规划总院预测，预计2020年我国天然气发电装机将达到1.1亿千瓦，2030年达到2亿千瓦。我国油气加注终端将达到12万座以上；2020年汽车保有量达2.8亿辆，2030年达到5亿辆。
从装机量预测看，2020年，氢能分布式能源装机量仅占天然气发电装机量的0.2%，不会对天然气分布式能源造成影响；到2030年，预测氢能装机量占比将上升到50%，考虑到氢能分布式发电替代的是小能力的天然气发电装机和错位发展，因此，对天然气发电对冲击将不会像达到50%那样显著，但也会对天然气业务造成较大的影响。
对成品油业务而言，从油气加注终端预测看，加氢站的发展虽然迅速，但对传统业务对冲击近期可以忽略，远期程度有限。从汽车保有量预测看，2020年氢能汽车占比可以忽略不计，2030年仅占0.4%，也不会造成较大影响。但是随着技术进步和机动车使用习惯的改变，到2050年氢燃料电池汽车带来的影响不可小视，需抓紧前期布局。
从需求预测看，在现有的政策情景下，世界的石油需求到2025年达到51亿吨，之后基本进入缓慢增长的平台期。在可持续增长的情景下，石油的需求快速下降。在中国，石油需求在2030年以后会发生非常迅速的下降。这意味着未来石油公司如果仅依靠油气业务来支撑公司的发展，会出现瓶颈，尤其是在可持续发展的情况下，要保持公司现有的营收规模，都会出现较大的问题。油气公司需要预先谋划远期接替性的能源业务。
“未来的低碳时代里面，没有任何一个主要的能源占据了主导地位。我们认为是一个多能互补的时代，多能互补和氢能的利用非常相关。”张震说，“油气公司的体量是非常大的，要选择的能源不仅要很好，而且还必须要有一定的规模。我们认为氢能未来可以规模发展，并且与油气公司的业务是结合最紧密的二次能源。”
在氢能发展过程中，油气企业能做什么？
张震从以下方面进行了分析油气企业发展氢能的优势，并介绍了油气企业可以在氢能发展的方向。
油气公司是我国重要的氢能生产商和消费市场。氢能的利用不仅仅是交通领域。中石油、中石化的氢气年生产量和消费量在300万吨—450万吨，主要用于炼油化工，目前处于产销平衡的状态，低成本氢气的获取，一直是两家公司量化生产的现实需求。在氢气利用上，炼化企业是氢气利用重要的市场。
在制氢的环节，油气企业可以利用现有的油气田作业区，发展可再生能源制氢。我国的油气勘探生产企业，可以利用东北、西北的油田可以发展可再生能源的氢电联产，实现可再生能源和低成本制氢的耦合。
天然气制氢是目前主要的制氢方式之一，其成本仅次于煤炭制氢。天然气是油气公司的核心业务，资源和储运系统优势显著。油气企业可以在资源地可以开展煤制氢的业务。利用我国油气公司在炼化企业附近丰富的煤炭资源，为炼厂提供低成本的氢源、为附近氢设施提供氢气。
此外，我国油气公司在炼化行业发展中积累技术和研发队伍，为促进制氢产业快速发展创造了良好的技术研发条件。
加油网络也为油气公司发展加氢业务创造了条件。我国目前拥有超过12万座的加油站，可以在条件具备的情况下转型为油氢合建站，这是油气公司未来开展氢燃料电池车加氢业务最重要的优势。
在气态氢的储运中，油气企业可以利用现有天然气管网优势，未来混输利用弃风、弃光制取的氢气并向东部市场输送，既可以解决市场端对资源的需求，又可以提升废弃能源的价值。
在液氢储运中，我国油气公司多年来在LNG和LPG领域丰富的储运经验和基础设施优势，可为油气公司从事液态氢的储运业务奠定基础。
油气公司发展氢能业务面临挑战
“我们认为氢能处于导入期，相关的标准规划是比较缺乏的，产业目前不具备经济性，靠国家和地方的补贴，可持续性不强。”张震介绍，“我们和日本交流过，他们也认为他们的路线图现在稍微有一些激进，到2025年，日本希望能够使自己的加氢站不依靠政府的补贴，实现一个商业化运行。”
在我国，燃料电池技术自主程度低，产业发展的泡沫不断增大，产业链面临的风险增高。这是油气企业发展氢能面临的挑战。
对油气企业自身而言，在可再生能源发电、电解水制氢、混输氢、加氢站运营建设的经验尚缺乏，加上目前天然气的制氢成本高于煤制氢，终端应用技术开发进程影响上游资源供应，油气公司难以掌握，给自身发展氢能也带来一定的挑战。
张震表示，发展氢能对于油气公司而言是正确的战略选择。但是由于产业链的复杂性，道路一定是非常曲折的，应当开展长远战略布局，在积极参与实验示范的前提下，作为油气公司要保持战略定力，不因一时产业发展的浪花、或者是产业遇到了困难、在退潮后有低谷的时候受到影响。“我们既然有了这个战略目标，就要理性的开展相关的业务，将氢能业务发展程公司未来的能源业务之一。”
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