风电制氢的经济性要从多角度、整体性和长远利益来考量。中国石化干气制氢生产成本一般约1.8元/立方米氢气，而目前国内电解制氢生产成本一般约5.5元/立方米氢气。表面上看干气制氢成本要低于电解制氢，但进一步分析发现，国内电解制氢用电单耗一般约5.5千瓦时/立方米氢气，工业电价约0.56元/千瓦时，不含电费的电解制氢生产成本约2.4元/立方米氢气。随着未来风电设备单位投资下降、机组效率提高，风电成本将从目前约0.4元/千瓦时降至约0.3元/千瓦时，电解用电单耗按4.6千瓦时/立方米氢气计，则风电制氢生产成本可能降至约3.8元/立方米氢气。煤电的二氧化碳排放为0.87千克/千瓦时，使用清洁风电制氢每立方米可获得碳资产约4千克，按碳资产价值40元/吨计，相当于每立方米氢气可获得0.16元补偿。即风电制氢成本比干气制氢高出约1.8元/立方米氢气。干气制氢耗干气一般约0.4立方米干气/立方米氢气，即使干气不做集约化利用而作为商品出售，0.4立方米干气也能收入约1.2元，即风电制氢成本比干气制氢仅高出约0.6元/立方米氢气。而且风力发电的成本与化石燃料发电不同，不受燃料价格上涨的影响，因此未来风电制氢成本不会像干气随原油的价格而上涨，再加上干气集约化利用并带动液化气的集约化利用，将产生更大的效益。
2011年中国石化在环渤海、长三角和珠三角地区炼厂干气资源量达440余万吨、液化气590余万吨，有集约化利用的条件。而这些地区属国内经济发达、环境压力大、公众对环保关注度高的敏感地区，减少碳排放压力很大。
我国海上风能资源的评估正逐步深入，有广阔的风能发电前景。海上风速较陆上高、有更稳定的主导风向，对环境影响比陆上更小。在东部沿海经济发达地区，人口密度大、不征土地是海上风电发展的最大优势。中国石化在沿海地区已有集群化发展的基础，有石油工程的浅海和海上勘探开发工程技术经验，可与海上风电建设和运营维护实现共享。预计到2020年，国内海上风电将走上规模化发展道路。中国石化发展海上风电，可以争取国家政策鼓励，取得先入优势。氢燃料汽车前景远大，中国石化占据海上风电制氢的桥头堡，将具有长远的战略意义。
