世界氢能委员会提出，到2050年，全球环境20％的二氧化碳减排要靠
氢气来完成，氢能将占终端能源需求比例达到18％。目前我国多煤少油缺气的能源结构要实现清洁能源转型，无污染、热值高、可再生的氢能成为最现实的选择。
制氢成本高成为氢能大规模利用的一道硬伤。现在国内主流的商用加氢站成本大概60元/公斤，面对汽油、柴油和锂电池竞争力并不突出。根据日本氢能研究机构数据，氢气成本下降到30元，才能和汽油、柴油比。成本下降到20元，相较于锂电池才有竞争力。氢气未来不管应用在哪个领域，只有和其他路线PK成功，才能在未来占据一定市场份额，才能不时刻担心被补贴政策卡脖子。
作为国内氢能产业链最完善的城市，佛山把推广氢能源和燃料电池技术提高到发展战略性新兴产业的战略高度，在氢能推广上更是提出，2020年建成20座加氢站，并争取早日将氢气成本下降到每千克30~40元。
目前制取
氢气目前主要的方法有化工原料制氢、石化资源制氢、电解水制氢等多种途径。化工原料制氢主要使用的原料是甲醇、乙醇、液氨等，具有制取氢气纯度高、反应要求低等优点；石化资源制氢主要使用石油、水煤气、天然气等资源，具有规模效应，且原料易获取；电解水制氢使用的原材料是水，具有原料可再生、可依赖的特点，如果使用清洁电力可实现全程无污染，但是过程中耗费大量电能，成本昂贵；生物质能制氢反应速度较慢，且不能满足大规模使用要求。
制氢工艺路线选择上，目前来看不同地区根据资源禀赋适合不同的工艺路线。在煤炭资源丰富的地区如山西等地，因为煤价格低廉，使用煤制取氢气是较为实际的方式。同样，在风电、光伏、水电丰富的地区由于电价低，电解水可能是最经济环保的制氢方式。没有特殊资源禀赋的地区，性价比是制取氢气时的首要考虑因素。
苏州竞立制氢设备有限公司销售部主任朱海峰指出，水电解制氢是目前应用较广且比较成熟的方法之一。水为原料制氢过程是氢与氧燃烧生成水的逆过程，因此只要提供一定形式一定能量，则可使水分解。提供电能使水分解制得氢气的效率一般在75-85％，其工艺过程简单，无污染，但消耗电量大，因此其应用受到一定的限制。
向3000、5000立方米进军。苏州竞立刚成立时单机产氢量在60立方米，94年的时候已经做到200立方米，2005年做到375立方米，2009年做到500立方米。1000立方米电解槽在2014年已经完成设计和研发工作，2017年3月份获得商业订单，2018年10月份调试成功并且达产。目前正在研发单体1500立方米，计划三年后做到单机3000立方米，5年后做到5000立方米的目标。
空气产品公司亚洲区氢能市场经理史华伟表示：“大规模煤气化装置制氢最显著的特点就是经济性较好。”空气产品公司2018年收购了GE和壳牌全球的煤气化技术和业务，包括所有专利和团队。大力投资煤气化项目，单体煤气化项目的氢气产量至少50万立方米一小时起。
以9万Nm3/h制氢规模为例，水煤浆气化和天然气制氢装置投资分别为12.4亿元和6亿元。虽然煤制氢投资高很多，但在氢气价格（成本+10%投资回报）为1.5万元/吨（1.36元/m³）时，对应的煤和天然气成本分别为805元/吨和2.58元/m³，而且还没计算煤制氢副产大量蒸汽的价值。此外煤气化装置（废热锅炉流程）副产的大量蒸汽，可节省炼厂燃料油。节省出来的燃料油可作为焦化装置原料增产成品油。
降本提效是永远的主题。成本是商业推广永远绕不开的话题，以水电解制氢为例，电费占到整个制氢环节成本的75%左右，要想降低制氢成本，就要问电费要效益。
优选节能装置。现在的制氢装置，节能型水电解制氢按照行业当前的情况，即4.5—5度电产一立方氢气，国内优秀厂家已经可达到4.4度电，通过技术革新，3年内可以达到每立方米3.9到4.1度电。
减少电解槽体积。通过提高电流密度可以节约电解槽的体积，在大规模投资方面也相对更加节约它的占地面积。运输和安装时，电解槽重量较轻，运输、起吊、安装等多个方面都会有更好的优势，更方便。
可再生能源制氢前景广阔。太阳能分布广泛、清洁无污染，取之不尽，其中利用光电制氢的方法即称为太阳能氢能系统，国外已进行实验性研究。随着太阳电池转换能量效率的提高，成本的降低及使用寿命的延长，其用于制氢的前景不可估量。
同时，太阳能、风能及海洋能等也可通过电制得
氢气并用氢作为中间载能体来调节，贮存转化能量，使得对用户的能量供应更为灵活方便。供电系统在低谷时富余电能也可用于电解水制氢，达到储能的目的。我国各种规模的水电解制氢装置数以百计，但均为小型电解制氢设备，其目的均为制提氢气作料而非作为能源。随着氢能应用的逐步扩大，水电解制氢方法必将得到发展。
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