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公开资料显示，氢气供应链成本远高于天然气，因而，氢气的供应与使用受运输距离限制，根据国内的资料显示（见表1），中国氢气的市场大致分为燃料氢、化工氢、能源氢，对应的氢气市场价格分别为：
6 MPa化工氢，1~5万 m³/h供应量，直供价<1.5 RMB/Nm³；
20 MPa工业氢，100~2 000 m³/h，工业氢价为3.5 RMB/Nm³；
35 MPa以上能源氢，通过加氢站加注，6~20 kg/次，加氢站燃料电池用氢价格（扣除政府补贴）为4.5~5.0 RMB/Nm³。
电解水成本偏高，降成本主要依赖电价
由于电费占整个水电解制氢生产费用的 80%左右，因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。存在两条降成本途径：一是降低电解过程中的能耗，可通过开发 PEM（质子交换膜电解） 及 SOEC（固体氧化物电解） 技术来实现；二是采用低成本电力为制氢原料，关键在于依靠光伏和世纪新能源网的发展。以大工业电价均价 0.61 元/ kW·h 计算，当前电解水制氢的成本为 3.69 元/Nm3。
普通汽油车百公里耗油为 6-8 升，按照 7.3 元/L 的汽油售价，百公里燃料费用最多为 58.4 元。以丰田Mirai 氢燃料电池汽车为例，其百公里氢耗平均水平为 1kg，意味着氢气的售价需降到 58.4 元/kg 以下才可与汽油等同，说明氢气成本需降到 29.2 元/kg。由于氢气接近理想气体，根据理想气体方程 PV=nRT 可估算出 1Kg 氢气约为 11.19Nm3。因此氢气的理想成本大约是 2.6 元/ Nm3。
当用电价格低于 0.43 元/kW·h 时，电解水制备的氢气成本才可与汽油相当。光伏系统发电成本 0.5930 元/kWh，世纪新能源网度电成本约为 0.3656 元/kWh，且在未来仍有一定的下降空间。
天然气制氢是目前主要制氢方式，降成本应关注天然气价格
天然气制氢中的甲烷水蒸气重整（SMR）是工业上最为成熟的制氢技术，约占世界制氢量的 70%（IEA数据）。我国天然气价格受资源禀赋影响，天然气资源主要分布集中的中西盆地也是价格最低的地区。尤其是新疆、青海等地区天然气基本门站价格低至 1.2 元/千立方米左右。据测算，当天然气价格为 2 元/Nm3 时，测算出制氢成本为 1.35 元/Nm3，相比电解水制氢具有明显的成本优势。
煤制氢成本最低，降成本空间较小
我国煤炭资源主要的格局是西多东少、北富南贫。内蒙古、山西原煤产量领先，煤价也相对偏低。当煤炭价格为 600 元时，大规模煤气化生产氢气的成本为 1.1 元/ Nm3。如果在煤资源丰富的地区，当煤炭价格降低至 200 元 /吨时，制氢气的成本可能降低为 0.34 元/ Nm3。但由于煤炭价格下降空间有限，且煤气化制氢企业已形成较大规模，未来煤制氢降成本空间较小。
化工副产品制氢同样依赖于电价
化工副产品制氢主要可以分为焦炉气制氢、氯碱副产品制氢、丙烷脱氢和乙烷裂解等几种方式，其中氯碱副产品制氢的由于工艺成本最为适中且所制取的氢气纯度较高等优势，成为目前化工副产品中较为适宜的制氢方式。
氯碱制氢是以食盐水（NaCl）为原料，采用离子膜或者石棉隔膜电解槽生产烧碱（NaOH）和氯气，同时得到副产品氢气的工艺方法。之后再使用 PSA 等技术去除氢气中的杂质即可得到纯度高于 99%的氢气。
目前氯碱工业中成本最高的部分是用电成本，使用离子膜法生产烧碱所需的电耗 2150~2200 kWh/t。
一直以来，氢能大多数时候都应用于交通领域，如氢燃料电池的普及。但事实上，氢气作为一种二次能源，其在化工、建筑、钢铁等方面也有所应用并且占比并不小。在我国，为了扩大氢能的利用场景，从中央到地方都在发力。政策上，氢能侧重于燃料电池汽车和加氢站的示范与落地；项目上，制氢项目的快速落地体现了我国实现“碳达峰碳中和”的决心，同时也需要思考，当制氢成为主流，氢气去向又该如何？
就目前而言，在现有的条件下，清洁能源制氢的成本大大高于常规能源制氢，其经济性受到制氢方式、应用场景、运输距离和储运方式等多因素的影响，需要在商业模式进行突破。而要想实现大规模的制氢输氢，成本和技术上需要实现双重突破。
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