自第21 届联合国气候变化大会以来，清洁能源的使用已成全球共识。碳中和成为了全球共识的当下，氢能源具有来源丰富，高热值，综合性能强等特性，是化石能源的理想替代品。全球多国慢慢地增加氢能源产业链建设，氢能源具有发展潜力。
从各制取氢路径的特点来看，传统制氢工业中以煤、天然气等化石能源为原料，制氢过程产生CO2排放，制得氢气中普遍含有硫、磷等危害燃料电池的杂志，对提纯及碳捕获有着较高的要求。焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产提纯制氢，可避开尾气中的氢气浪费，实现氢气的高效利用，但从长远看无法作为大规模集中化氢能供应来源；电解水制氢纯度等级高，杂质气体少，易与可再次生产的能源结合，被认为是未来最有发展的潜在能力的绿色氢能供应方式。
从供应潜力看，中国当前煤化工行业发展较为成熟，煤制氢产量大且产能分布广，可以基于当前的煤气化炉装置生产氢气，并利用变压吸附（PSA）技术将其提纯到燃料电池用氢要求。煤制氢产能适应能力强，能够准确的通过当地氢气消耗量的不同，设置氢气提纯规模并调节产能，在车用氢能产业高质量发展初期对企业整体运营影响较小。传统煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，合成气中CO2、CO等体积分数高达45-70%，碳排放较高，不满足低碳化制氢路径，且含有硫化物等腐蚀性气体。
近年来，新型煤气化制氢技术也在持续不断的发展，超临界水煤气化技术利用超临界水（温度≥374℃、压力≥22.1MPa）作为均相反应媒介，具有传统煤气化技术没办法比拟的气化效率高、氢气组分高、污染少等优点，但目前尚未产业化。
天然气制氢技术以天然气为主要的组成原材料成本，由于中国天然气资源供给有限且含硫量较高，预处理工艺复杂，导致国内天然气制氢的经济性远低于国外。
工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到的氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工业的副产氢。中国工业副产氢大多数已有下游应用，也存在部分放空。当前工业副产氢基本为各企业自产自用，较难统计，实际可利用情况还需与企业相互协调与平衡。
当前电解水制氢工艺主要有碱性电解，质子交换膜（PEM）电解、固体氧化物（SOEC）电解技术。其中碱性电解水制氢与质子交换膜电解制氢技术相对较为成熟，SOEC电解技术的电耗低于碱性和PEM电解技术，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模上完成验证示范。由于SOEC电解水制氢需要高温环境，其较为适合产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统。
根据《中国氢能产业高质量发展报告2022》，可再次生产的能源电价是绿氢成本的重要组成部分，占比约60-70%，目前可再次生产的能源在全世界内逐步实现发电平价，未来发展的潜在能力巨大，发电成本的不断降低使得带凝结水制氢逐步具备市场竞争力。此外，随着可再次生产的能源发电占比的提升，电力系统季节性调峰压力不断加大，接近于零成本的弃风弃光量将成为未来电解水制氢的重要电源。
考虑减排效益，结合可再次生产的能源的电解水制氢才符合绿色氢能的发展路径。如果考虑当前中国电力的平均碳强度，电解水制氢的综合碳排放是化石能源制氢过程碳排放的2-3倍；随着可再次生产的能源平价上网，中国电力平均碳排放强度将持续下降。
数据来源：中国船舶重工集团第七一八研究所，国家能源集团大渡河流域水电开发有限公司，中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司，康明斯（中国）投资有限公司，《中国氢能产业高质量发展报告》
电解槽是电解水制氢系统的核心。电解水制氢系统由电解槽及辅助系统组成，其中电解槽是电解反应发生的主要场所，辅助系统则包括电力转换、水循环、气体分离、气体提纯等模块。
碱性电解槽主要由电极、隔膜、极板（双极板+极框）、密封垫等零部件组装而成。碱性电解制氢技术以30%wtKOH溶液或者25%wtNaOH溶液作为电解质，阴阳电极采用Ni基材料，隔膜采用石棉布或聚砜等在允许电压下不导电的材料，直流电流密度通常为0.25A/c㎡，工作时候的温度一般维持在80-90℃，工作所承受的压力在3.2MPa以内，能耗4.5-5kWh/Nm³H2。碱性电解制氢技术成熟度高，设备制造成本低，单体设备产氢量大，但电流密度低、电解槽体积大，同时启动时间长，与可再次生产的能源电解水适配度较低。
(2). PEM电解槽：结构类似燃料电池堆，但材料体系有别，国内技术成熟度低，设备成本高
PEM电解槽的结构类似燃料电池电堆，主要由膜电极（质子交换膜、催化剂、气体扩散层）、双极板构成，但在材料用量和加工工艺两者有所差异。PEM电解槽的电解质为固体质子交换膜，氢气渗透率较低，产生的氢气纯度高，仅需脱除水蒸气，工艺简单，安全性高；采用零间距结构，欧姆电阻较低，明显提高电解过程的整体效率，且体积更为紧凑；压力调控范围大，氢气输出压力可达数兆帕，能适应快速变化的可再次生产的能源电力输入。
据GGII调研统计，2021年中国电解水制氢设备出货量超过350MW。其中，考克利尔竞立出货量达到160MW排名第一，主要受益于宝丰能源绿氢项目，公司1000标方制氢设备出货量国内领先；按出货量统计的CR3（考克利尔竞立、中船718所、赛克赛斯氢能）大约60%。根据已披露的企业产能情况，主流电解水生产企业2022年的产能合计约6.5GW。
在目前三种主流制氢技术路径中，电解水制氢的成本最高。以大型绿氢项目应用较多的碱性电解水系统为例，不考虑土建安装、原料水和人工运维，制氢成本=电价×单位电耗+每年设备折旧/每年制氢总量，按照可再次生产的能源电价为0.3元/kwh，碱性电解水制氢系统价格1200万元，每年工作2000小时，测算电解水制氢成本为22元/kg。
对电解水制氢成本影响较大的变量：电价、设备成本、工作小时。在碱性电解水制氢中，电耗成本占比达70%，最有效的降本路径是可再次生产的能源电价的下降，以及工作小时数提升。在PEM电解水制氢中，设备成本占比达77%，最有效的降本路径是降低设备成本、提升工作小时数。目前，国内尚无PEM电解槽的大型绿氢项目应用，和PEM电解槽成本高昂有较大关系。PEM电解槽设备成本的下降空间可参考燃料电池系统，以亿华通为例，2017年至2021年，燃料电池系统成本从1.44万元/kw降至0.53万元/kw，降幅达到63%。
对电解水制氢成本影响较大的变量：电价、设备成本、工作小时。在碱性电解水制氢中，电耗成本占比达70%，最有效的降本路径是可再次生产的能源电价的下降，以及工作小时数提升。在PEM电解水制氢中，设备成本占比达77%，最有效的降本路径是降低设备成本、提升工作小时数。目前，国内尚无PEM电解槽的大型绿氢项目应用，和PEM电解槽成本高昂有较大关系。PEM电解槽设备成本的下降空间可参考燃料电池系统，以亿华通为例，2017年至2021年，燃料电池系统成本从1.44万元/kw降至0.53万元/kw，降幅达到63%。
普拉格能源目前是全球最大的燃料电池集成商之一，也是全球市值最高的燃料电池公司。公司专注于在全世界内从事氢燃料电池系统的设计、开发、制造和商业化应用，大多数都用在工业越野、叉车物料搬运等市场，是燃料电池叉车领域细分龙头。截至 2020 年，公司已部署了4万套燃料电池系统，并且成为液态氢的最大买家。
深耕于制氢端，大力推动绿氢发展。公司的电解水制氢系统由世界上最有经验的PEM电解团队之一——Giner ELX设计，其拥有超过47年的设计、生产和销售电解槽电堆以及集成产品的经验。GenFuel 电解解决方案简化了电力辅助设施（BOP），降低了电堆和系统成本，处于行业领先地位。
应用场景主要是： 1） 储存剩余电能、太阳能和风能，用来生产氢气供以后使用。 2） 用于工业用户按需制氢，包括电动涡轮冷却，食品厂商的氢化，浮法玻璃 工艺与半导体制造。 3） 为燃料电池公共汽车、汽车、火车、叉车、卡车和其他燃料电池车辆提供加氢服务。 GenFuel电解解决方案简化了电力辅助设施（BOP），降低了电堆和系统成本，处于行业领头羊。PEM 技术使产品在可再生电力转化为氢气时迅速作出反应。
公司认为电解氢是生产可持续能源的关键。公司有一个清晰的绿色氢发展路线图，即未来达到绿氢成本为每公斤 1.5 美元。PEM 电解槽的最新研发进展提高了在能源利用和运行成本方面的效率，使得电解系统与水电、风能和太阳能等动态可再次生产的能源相结合变得更容易。