中國作為世界第一產氫大國，產能超過2000萬噸/年。煤、天然氣、石油等化石燃料生產的氫氣佔了將近70%，工業副產氣體制得氫氣約佔30%，電解水佔不到1%。中國製氫潛力巨大，煤炭、天然氣制氫幾乎不受資源約束，焦炭、氯鹼、甲醇、合成氨的副產氫氣產能也超過千萬噸，2018年全國可再生能源棄電量為1023億千瓦時，理論制氫潛力達到186萬噸。
在各類制氫技術路線中，化石燃料制氫技術具有技術成熟、成本較低等優點，但也面臨碳排放量高、氣體雜質含量高等問題。中國煤制氫技術成熟，已實現商業化且具有明顯成本優勢(0.8～1.2元/標準立方米)，適合大規模製氫，且中國煤炭資源豐富，煤制氫是中國當前主要的制氫方式。天然氣制氫成本受原料價格影響較大，綜合成本略高於煤制氫(0.8～1.5元/標準立方米)，主要適用於大規模製氫，但也存在碳排放問題，同時中國天然氣大量依賴進口，原料相對較難以保證。雖然未來碳捕捉技術有望解決CO2排放問題，但也會增加制氫成本。此外，化石燃料制氫技術生產的氣體雜質成分多，如果要應用於燃料電池還需要進一步的提純，增加純化成本。
工業副產氫制氫儘管提純工藝相對複雜，但具有技術成熟、成本低、環境相對友好等優點，有望成為近期高純氫氣的重要來源。工業副產氫制氫指利用含氫工業尾氣為原料制氫的生產方式。工業含氫尾氣主要包括焦爐煤氣、氯鹼副產氣、煉廠幹氣、合成甲醇及合成氨弛放氣等，一般用於回爐助燃或化工生產等用途，利用效率低，有較高比例的富餘。目前採用變壓吸附技術(PSA)的焦爐煤氣制氫、氯鹼尾氣制氫等裝置已經得到推廣應用，氫氣提純成本僅0.2元/立方米，計入綜合成本後仍具有明顯的經濟性優勢。
電解水制氫技術成熟、氫氣純度高且環境友好，但是制氫成本高。電解水制氫技術主要包括鹼性電解水制氫、固體質子交換膜電解水(SPE)制氫和固態氧化物電解水(SOEC)制氫。中國鹼性電解水制氫技術早已成熟，是目前最成熟的電解水制氫方法，但成本仍然偏高。目前生產1立方米氫氣需要消耗大約5～5.5千瓦時電能，即使採用低谷電制氫(電價取0.25元/千瓦時)，加上電費以外的固定成本(約0.5元/立方米)，則目前制氫綜合成本至少在1.7元/立方米。SPE制氫技術在國外已進入市場匯入階段，但與SOEC技術一樣，在國內還都處於研發階段。與鹼性電解水制氫技術相比，SPE制氫裝置價格高出數倍，但具有對負荷變化響應速度快的特點，更適應可再生能源發電間歇性、波動性、隨機性的特點，有望在裝備成本降低後，成為未來更具市場前景的電解水制氫技術。總體而言，電解水制氫高靈活性和高成本的特點決定了其更適合在分散式場景進行現場制氫。
(二)、儲運成本
高壓氣態儲氫是目前氫氣儲存的主要方式，具有容器結構簡單、能耗較低、充放速度快等優點。按照氫氣狀態的不同以及技術發展的不同階段，目前國內外氫氣儲運方式可分為三大類：一是壓縮氣態儲存技術，這是目前國內外最成熟的技術。根據氫氣壓力級別不同，可分為低壓、中壓和高壓三類。其中，低壓儲罐一般用於就地儲存，常見為15兆帕低壓儲罐;中壓儲罐通常儲存壓力為16兆帕～45兆帕，可用於加氫站的固定式儲氫或其他對空間要求比較苛刻的場景;國內高壓儲罐最高設計壓力為98兆帕，主要用於加氫站的固定式儲氫。
對於車載儲氫來說，目前常用的儲氫罐壓力為35兆帕和70兆帕，國際上70兆帕車載儲氫技術成熟，已被應用於乘用車並已實現商業化應用;國內目前還普遍使用35兆帕車載儲氫罐，還未形成70兆帕車載儲氫罐使用標準。二是液氫技術，目前國外已經推廣應用，國內只用於航天領域。液氫儲氫罐的優勢是儲氫密度大，按每立方米液氫儲罐可儲存70公斤(90兆帕高壓氣態儲氫罐儲存47公斤氫氣)，但液氫液化過程能耗高，摺合每千克氫氣耗電約13千瓦時，且外部侵入熱量會造成每天約1%的蒸發損失。三是固體儲氫和有機液體儲氫材料技術，國內外均仍處於研究開發階段。固體儲氫指各種型別的儲氫合金或金屬氫化物吸附儲氫，這類儲氫材料體積較小，因此體積儲氫密度高且壓力小，使用安全。但固態儲氫技術要實現應用，還需要進一步提高質量儲氫密度、降低釋氫溫度以及提高使用壽命等。有機液體儲氫，一般具有儲氫密度較高和運輸方便的優點，如果能在降低放氫溫度、減少能量消耗等方面獲得突破性進展，將有望得到推廣應用。
氫輸送技術主要包括高壓氣態輸送、管道輸氫和液態氫輸送。高壓氣態氫氣輸送技術將氫氣增壓至20兆帕至40兆帕左右充裝到大容積氣瓶組，以長管拖車從制氫廠運送至使用廠家或加氫站。通常每輛長管拖車的載運氫氣量約300～500公斤，由於拖車裝運的氫氣重量只佔運輸總重量的1%～2%，運輸效率較低，因此高壓氣態輸氫技術適用於運輸距離較近(不超過150公里)和輸送量較低的場景，國內加氫站的外進氫氣目前均採用長管拖車進行運輸。管道運輸則適用於大規模、長距離的氫氣運輸，可有效降低運輸成本。隨著氫能產業的快速發展，新建輸氫管網可以滿足巨大的用氫需求，是大規模、長距離氫氣運輸的發展趨勢。液氫運輸是將液氫裝在壓力通常為0.6兆帕的專用低溫絕熱槽罐內，利用卡車、機車和船舶進行運輸。每輛汽車的液氫裝載量超過2000公斤，經濟運輸距離超過500公里，具有氫氣運輸量較大，運輸距離較遠的優點，但是製取液氫的能耗較大，並且液氫儲存、輸送過程均有一定的蒸發損耗。液氫輸送技術較為成熟，國外應用也已經有一定規模;而國內由於相關的法規標準欠缺，暫時沒有液氫卡車罐車，僅有液氫鐵路罐車。
綜上所述，氫氣儲運方式的選擇需根據需求量、運輸距離綜合考慮：氣態長管拖車運輸適合用於短距離和300千克/天需求量加氫站，目前高壓儲氫罐拖車運輸百公里儲運成本為20元/公斤，佔終端氫氣售價約50%;液氫儲運適用於長距離運輸和大於500千克/天需求量加氫站;管道運輸適合大於1000千克/天需求量加氫站。固態儲氫材料和有機液體儲氫是氫氣儲存與運輸的重要研究方向，目前都處於研發或小規模示範運用階段。
(三)、加註成本
加氫站的運營成本主要包括氫氣採購、運輸、氫氣儲存，加氫站能耗及人員成本等。加氫站儲氣系統的儲氫容器、儲氫壓力是其主要技術指標。目前35兆帕加氫站高壓儲氫容器工作壓力為45兆帕。70兆帕加氫站高壓儲氫容器工作壓力為87.5兆帕。由於目前加氫站建設數量少，各類成本無法形成行業標準。以國內某示範專案為例，其45兆帕，300標準立方米/小時壓縮機成本為60萬元，45兆帕和25兆帕儲氫瓶成本分別為50萬元和10萬元，35兆帕加氫機成本為65萬元，長罐拖車成本120萬元，加之其他管束、監控、站內製氫等周邊成本，加氫站(4壓縮機×4儲氫瓶)綜合建站成本超過1000萬元(不含土地)。
國內目前正在規劃、建設中的加氫站大約有20座以上，加氫能力大都小於400公斤/天，屬於示範型加氫站。以400公斤/天的加氫站為例計算，車載儲氫量為4公斤，則可服務100輛轎車;公共交通客車百公里耗氫量按照8公斤計算，車載儲氫量為25公斤，則可服務16輛公共交通客車。相比單個加油站平均服務上千輛汽車，加氫站單站的供應能力明顯偏小。單站供應能力將影響到加氫站的經濟性，考慮加氫站投資運營環節，目前氫氣儲運及加註佔總成本近70%。隨著氫能應用規模的擴大和管道運輸的引入，未來氫能儲運和加註成本有較大下降潛力。
從最近公佈的資料來看，日本計劃到2030年對於燃料電池的開發投入將達到1萬億日元;2016年美國對於燃料電池和氫能源的研發就已經超過了7600萬美元;在加州目前已經建成了31個加氫站，計劃2023年將建設超過100個加氫站。其實從這些資料中我們就已經可以看出全球都已經非常重視對於燃料電池的開發和氫能源的使用。
氫能源+燃料電池的組合具有非常明顯的優勢。首先就是排放問題，氫能源在使用的時候與燃料電池發生反應，而排出的唯一物質就是水，這可是百分百滿足國際環保排放需求。加註速度快也是其主要的優勢之一，據氫能源製造企業給出的資料來看，加註100L的儲氫罐只需要兩分鐘。從加註的速度上來說就已經可以和傳統的燃油加註速度媲美，這也是目前純電動卡車在能源補速度充上無法超越的。
續航里程在純電動卡車上來說，一直是難以解決的問題，但是氫能源+燃料電池的組合卻可以很好地解決續航里程問題。這還是依靠於氫能源的加註速度，換而言之氫能源車未來其實就跟目前的燃油車一樣，只是加註的能源從燃油變成了氫能源。
首先是燃料電池的壽命問題，這是目前困擾了全球所有研究燃料電池企業的一大難題。目前即便是本田新一代燃料電池系統的壽命也僅有5000小時，算下來差不多也就是200余天。對於重卡來說如此短壽命的燃料電池當然是無法滿足日常使用需求的，同時短壽命也註定需要高頻率的更換燃料電池，這成本對於普通使用者來說根本是無法想象的。
據瞭解，儲存一公斤氫的乘用車氫瓶需要約1000美元。由於氫需要很大的壓力來壓縮，氫瓶壓力一般可以達到700個大氣壓，因此，瓶子既要輕便又要保證強度。鋁合金與高強度碳纖維材料的組合，導致氫瓶成本居高不下，如果換算到重卡之上這一成本必定會呈幾何倍數增加。同時安全也是一大難題，低壓儲氫罐如果裝在卡車之上，一旦發生嚴重的碰撞事故是否會發生讓人擔心的“氫彈”爆炸?這都是未解難題!
加氫站的建設也是未來的一大難題，因為它並非我們想象中的那麼容易。就拿日本已建成的加氫站為例，其建設一座加油站僅需1億日元(約650萬人民幣)，但是建一座中規模的FCV加氫站則需要4.5億日元(約2700萬人民幣)，這還不算基礎建設的費用以及加註裝置的費用，由此可見其成本方面是很高昂的。截止到2017年底，全世界正在運營中的加氫站也僅有274座，而中國只有7座，如此稀有的配套措施無疑讓氫能源汽車進度更加緩慢。
中國作為世界第一產氫大國，產能超過2000萬噸/年。煤、天然氣、石油等化石燃料生產的氫氣佔了將近70%，工業副產氣體制得氫氣約佔30%，電解水佔不到1%。中國製氫潛力巨大，煤炭、天然氣制氫幾乎不受資源約束，焦炭、氯鹼、甲醇、合成氨的副產氫氣產能也超過千萬噸，2018年全國可再生能源棄電量為1023億千瓦時，理論制氫潛力達到186萬噸。
在各類制氫技術路線中，化石燃料制氫技術具有技術成熟、成本較低等優點，但也面臨碳排放量高、氣體雜質含量高等問題。中國煤制氫技術成熟，已實現商業化且具有明顯成本優勢(0.8～1.2元/標準立方米)，適合大規模製氫，且中國煤炭資源豐富，煤制氫是中國當前主要的制氫方式。天然氣制氫成本受原料價格影響較大，綜合成本略高於煤制氫(0.8～1.5元/標準立方米)，主要適用於大規模製氫，但也存在碳排放問題，同時中國天然氣大量依賴進口，原料相對較難以保證。雖然未來碳捕捉技術有望解決CO2排放問題，但也會增加制氫成本。此外，化石燃料制氫技術生產的氣體雜質成分多，如果要應用於燃料電池還需要進一步的提純，增加純化成本。
工業副產氫制氫儘管提純工藝相對複雜，但具有技術成熟、成本低、環境相對友好等優點，有望成為近期高純氫氣的重要來源。工業副產氫制氫指利用含氫工業尾氣為原料制氫的生產方式。工業含氫尾氣主要包括焦爐煤氣、氯鹼副產氣、煉廠幹氣、合成甲醇及合成氨弛放氣等，一般用於回爐助燃或化工生產等用途，利用效率低，有較高比例的富餘。目前採用變壓吸附技術(PSA)的焦爐煤氣制氫、氯鹼尾氣制氫等裝置已經得到推廣應用，氫氣提純成本僅0.2元/立方米，計入綜合成本後仍具有明顯的經濟性優勢。
電解水制氫技術成熟、氫氣純度高且環境友好，但是制氫成本高。電解水制氫技術主要包括鹼性電解水制氫、固體質子交換膜電解水(SPE)制氫和固態氧化物電解水(SOEC)制氫。中國鹼性電解水制氫技術早已成熟，是目前最成熟的電解水制氫方法，但成本仍然偏高。目前生產1立方米氫氣需要消耗大約5～5.5千瓦時電能，即使採用低谷電制氫(電價取0.25元/千瓦時)，加上電費以外的固定成本(約0.5元/立方米)，則目前制氫綜合成本至少在1.7元/立方米。SPE制氫技術在國外已進入市場匯入階段，但與SOEC技術一樣，在國內還都處於研發階段。與鹼性電解水制氫技術相比，SPE制氫裝置價格高出數倍，但具有對負荷變化響應速度快的特點，更適應可再生能源發電間歇性、波動性、隨機性的特點，有望在裝備成本降低後，成為未來更具市場前景的電解水制氫技術。總體而言，電解水制氫高靈活性和高成本的特點決定了其更適合在分散式場景進行現場制氫。
(二)、儲運成本
高壓氣態儲氫是目前氫氣儲存的主要方式，具有容器結構簡單、能耗較低、充放速度快等優點。按照氫氣狀態的不同以及技術發展的不同階段，目前國內外氫氣儲運方式可分為三大類：一是壓縮氣態儲存技術，這是目前國內外最成熟的技術。根據氫氣壓力級別不同，可分為低壓、中壓和高壓三類。其中，低壓儲罐一般用於就地儲存，常見為15兆帕低壓儲罐;中壓儲罐通常儲存壓力為16兆帕～45兆帕，可用於加氫站的固定式儲氫或其他對空間要求比較苛刻的場景;國內高壓儲罐最高設計壓力為98兆帕，主要用於加氫站的固定式儲氫。
對於車載儲氫來說，目前常用的儲氫罐壓力為35兆帕和70兆帕，國際上70兆帕車載儲氫技術成熟，已被應用於乘用車並已實現商業化應用;國內目前還普遍使用35兆帕車載儲氫罐，還未形成70兆帕車載儲氫罐使用標準。二是液氫技術，目前國外已經推廣應用，國內只用於航天領域。液氫儲氫罐的優勢是儲氫密度大，按每立方米液氫儲罐可儲存70公斤(90兆帕高壓氣態儲氫罐儲存47公斤氫氣)，但液氫液化過程能耗高，摺合每千克氫氣耗電約13千瓦時，且外部侵入熱量會造成每天約1%的蒸發損失。三是固體儲氫和有機液體儲氫材料技術，國內外均仍處於研究開發階段。固體儲氫指各種型別的儲氫合金或金屬氫化物吸附儲氫，這類儲氫材料體積較小，因此體積儲氫密度高且壓力小，使用安全。但固態儲氫技術要實現應用，還需要進一步提高質量儲氫密度、降低釋氫溫度以及提高使用壽命等。有機液體儲氫，一般具有儲氫密度較高和運輸方便的優點，如果能在降低放氫溫度、減少能量消耗等方面獲得突破性進展，將有望得到推廣應用。
氫輸送技術主要包括高壓氣態輸送、管道輸氫和液態氫輸送。高壓氣態氫氣輸送技術將氫氣增壓至20兆帕至40兆帕左右充裝到大容積氣瓶組，以長管拖車從制氫廠運送至使用廠家或加氫站。通常每輛長管拖車的載運氫氣量約300～500公斤，由於拖車裝運的氫氣重量只佔運輸總重量的1%～2%，運輸效率較低，因此高壓氣態輸氫技術適用於運輸距離較近(不超過150公里)和輸送量較低的場景，國內加氫站的外進氫氣目前均採用長管拖車進行運輸。管道運輸則適用於大規模、長距離的氫氣運輸，可有效降低運輸成本。隨著氫能產業的快速發展，新建輸氫管網可以滿足巨大的用氫需求，是大規模、長距離氫氣運輸的發展趨勢。液氫運輸是將液氫裝在壓力通常為0.6兆帕的專用低溫絕熱槽罐內，利用卡車、機車和船舶進行運輸。每輛汽車的液氫裝載量超過2000公斤，經濟運輸距離超過500公里，具有氫氣運輸量較大，運輸距離較遠的優點，但是製取液氫的能耗較大，並且液氫儲存、輸送過程均有一定的蒸發損耗。液氫輸送技術較為成熟，國外應用也已經有一定規模;而國內由於相關的法規標準欠缺，暫時沒有液氫卡車罐車，僅有液氫鐵路罐車。
綜上所述，氫氣儲運方式的選擇需根據需求量、運輸距離綜合考慮：氣態長管拖車運輸適合用於短距離和300千克/天需求量加氫站，目前高壓儲氫罐拖車運輸百公里儲運成本為20元/公斤，佔終端氫氣售價約50%;液氫儲運適用於長距離運輸和大於500千克/天需求量加氫站;管道運輸適合大於1000千克/天需求量加氫站。固態儲氫材料和有機液體儲氫是氫氣儲存與運輸的重要研究方向，目前都處於研發或小規模示範運用階段。
(三)、加註成本
加氫站的運營成本主要包括氫氣採購、運輸、氫氣儲存，加氫站能耗及人員成本等。加氫站儲氣系統的儲氫容器、儲氫壓力是其主要技術指標。目前35兆帕加氫站高壓儲氫容器工作壓力為45兆帕。70兆帕加氫站高壓儲氫容器工作壓力為87.5兆帕。由於目前加氫站建設數量少，各類成本無法形成行業標準。以國內某示範專案為例，其45兆帕，300標準立方米/小時壓縮機成本為60萬元，45兆帕和25兆帕儲氫瓶成本分別為50萬元和10萬元，35兆帕加氫機成本為65萬元，長罐拖車成本120萬元，加之其他管束、監控、站內製氫等周邊成本，加氫站(4壓縮機×4儲氫瓶)綜合建站成本超過1000萬元(不含土地)。
國內目前正在規劃、建設中的加氫站大約有20座以上，加氫能力大都小於400公斤/天，屬於示範型加氫站。以400公斤/天的加氫站為例計算，車載儲氫量為4公斤，則可服務100輛轎車;公共交通客車百公里耗氫量按照8公斤計算，車載儲氫量為25公斤，則可服務16輛公共交通客車。相比單個加油站平均服務上千輛汽車，加氫站單站的供應能力明顯偏小。單站供應能力將影響到加氫站的經濟性，考慮加氫站投資運營環節，目前氫氣儲運及加註佔總成本近70%。隨著氫能應用規模的擴大和管道運輸的引入，未來氫能儲運和加註成本有較大下降潛力。
從最近公佈的資料來看，日本計劃到2030年對於燃料電池的開發投入將達到1萬億日元;2016年美國對於燃料電池和氫能源的研發就已經超過了7600萬美元;在加州目前已經建成了31個加氫站，計劃2023年將建設超過100個加氫站。其實從這些資料中我們就已經可以看出全球都已經非常重視對於燃料電池的開發和氫能源的使用。
氫能源+燃料電池的組合具有非常明顯的優勢。首先就是排放問題，氫能源在使用的時候與燃料電池發生反應，而排出的唯一物質就是水，這可是百分百滿足國際環保排放需求。加註速度快也是其主要的優勢之一，據氫能源製造企業給出的資料來看，加註100L的儲氫罐只需要兩分鐘。從加註的速度上來說就已經可以和傳統的燃油加註速度媲美，這也是目前純電動卡車在能源補速度充上無法超越的。
續航里程在純電動卡車上來說，一直是難以解決的問題，但是氫能源+燃料電池的組合卻可以很好地解決續航里程問題。這還是依靠於氫能源的加註速度，換而言之氫能源車未來其實就跟目前的燃油車一樣，只是加註的能源從燃油變成了氫能源。
首先是燃料電池的壽命問題，這是目前困擾了全球所有研究燃料電池企業的一大難題。目前即便是本田新一代燃料電池系統的壽命也僅有5000小時，算下來差不多也就是200余天。對於重卡來說如此短壽命的燃料電池當然是無法滿足日常使用需求的，同時短壽命也註定需要高頻率的更換燃料電池，這成本對於普通使用者來說根本是無法想象的。
據瞭解，儲存一公斤氫的乘用車氫瓶需要約1000美元。由於氫需要很大的壓力來壓縮，氫瓶壓力一般可以達到700個大氣壓，因此，瓶子既要輕便又要保證強度。鋁合金與高強度碳纖維材料的組合，導致氫瓶成本居高不下，如果換算到重卡之上這一成本必定會呈幾何倍數增加。同時安全也是一大難題，低壓儲氫罐如果裝在卡車之上，一旦發生嚴重的碰撞事故是否會發生讓人擔心的“氫彈”爆炸?這都是未解難題!
加氫站的建設也是未來的一大難題，因為它並非我們想象中的那麼容易。就拿日本已建成的加氫站為例，其建設一座加油站僅需1億日元(約650萬人民幣)，但是建一座中規模的FCV加氫站則需要4.5億日元(約2700萬人民幣)，這還不算基礎建設的費用以及加註裝置的費用，由此可見其成本方面是很高昂的。截止到2017年底，全世界正在運營中的加氫站也僅有274座，而中國只有7座，如此稀有的配套措施無疑讓氫能源汽車進度更加緩慢。