何錚認為，通過風電制氫作油品精制加氫的氫源，可替代干氣制氫和煤制氫，替換出干氣集約化利用，改善化工生產的原料和產品結構，生產綠色高端油品，實現煉化企業綠色生產質的飛躍。他表示，我國煉化企業已經形成環渤海、長三角和珠三角三個集群，陸上風力裝機也具備了一定規模，海上風能發電也開始起步。到2020年，我國海上風電將走上規模化發展道路，已經具備風電制氫供油品精制加氫和煉廠干氣集約利用的基本條件。風力發電不受燃料價格上漲的影響，未來制氫成本不會像干氣隨原油價格而上漲，再加上干氣集約化利用并帶動液化氣的集約化利用，將產生更大效益。這3個煉油集群地區可根據今后發展的要求，綜合考慮風電制氫對干氣制氫的替代，在區域內甚至區域之間建設氫氣管網，解決風電制氫的間歇性問題，保障氫氣供應。
　　何錚認為，風電制氫并不是一個新思路，但與煤化工、石化產業聯合，可破解風電不穩定、并網難平衡的“死結”。無論什么樣的風速，只要發電機工作就能利用，風小電量小時電解的氫氣數量較少，風大電量大時產生的氫氣就多，在整個發電制氫過程中，所有的電能都可以全部轉化為氫氣。他表示，風電制氫多聯產的方式，突破了煤化工二氧化碳排放的瓶頸，是風電、煤化工兩個產業發展的突破與升級，與石化企業需求的綠色氫源也是互補雙贏。
　　成本無優勢，產量不匹配，儲運有瓶頸—— 工程化難度非常大
　　近兩年，國內一些石化企業為了油品升級加氫的需要，都上馬了煤制氫裝置。比如，茂名石化煤制氫生產能力為20萬立方米/時，九江石化制氫能力為10.51萬立方米/時，恒力石化(大連)有限公司煤制氫裝置產能達到國內最大，為32.1立方米/時。
　　從事水電解制氫業務的蘇州競立制氫設備有限公司一位銷售經理向記者介紹，目前國內運行的水電解制氫裝置，規模最大的為600立方米/時，1000立方米/時的裝置正在設計之中。而煤化工或石化行業一般需要10萬立方米/時的氫氣需求，就要上100套1000立方米/時的水電解制氫裝置，這不太現實，因為一套1000立方米/時的水電解制氫裝置投資就為700萬元。
　　正在從事風電制氫論證的中船重工718研究所新能源部高級工程師白峰向記者介紹，風力發電的上網價格是每千瓦時0.5元，棄風發電的上網價格也要在0.25元。如果用風力發電來電解水制備氫氣，每生產1立方米氫氣需要消耗電5.1～5.2千瓦時。
　　華東理工大學副教授周志杰等業內人士向記者初步測算，從風電制氫所消耗的電量看，按煤化工或石化行業一般需要的10萬立方米/時氫氣規模來計算，每小時就需耗電50萬千瓦時，每年生產8000小時，一年就需40億千瓦時電，所需要的電量、要建設的風電機組很龐大。從每生產1立方米氫氣的成本來看，煤制氫成本不足1元，而即便按棄風發電價格每千瓦時0.25元計算，風電制氫僅電的成本就為1.25元，沒有競爭優勢。
　　“煤化工、石化行業用氫量一般很大，用風電制氫不合算。”白峰認為，風電制氫還面臨其他制約環節。比如，需求氫氣的石化企業大都在沿海，而風電機組都建設在內陸，風電還需借助火電的電網運輸;煤化工企業也并不完全靠近風電場，氫氣運輸主要依靠車輛，運輸成本高且費時費力，如果運輸距離超過300千米就沒有經濟性了;如果建立氫氣輸送管網，靠管道運輸，涉及占地拆遷等問題，難度也很大。
　　中國天辰工程有限公司副總工程師林彬彬表示：“風電電解水制氫的投資很大，此外氫氣不易液化，壓縮能耗高，儲存量有限。風電制氫用于煤化工、石化行業，在理論上可行，但工程化起來很難。氫氣也不是什么緊缺產品，不值得這么做。”
　　華東理工大學潔凈煤研究所所長于廣鎖、中石化寧波工程公司總工程師肖珍平則向中國化工報記者表示，風電不穩定，產氫量也不穩定，與煤化工、石化項目大規模的氫氣需求不太匹配。
　　內蒙古京能錫林煤化有限責任公司工程師李文明也認為，風電制氫量太小，不能滿足煤化工企業對氫氣需要。此外，風力發電所在地一般都缺水，煤化工項目也離不開水，而電解制氫對水資源有需求，這也是風電制氫與煤化工結合的矛盾所在。總之，他認為風電制氫的投資及消耗很大，可操作性較差。