碳中和目标下，推动以光伏、氢能为代表的清洁能源革命是保障我国能源安全的根本之道。在产业政策层面，我国实施超级赛道、多头下注、穷追猛打的策略。
近两年产业顶层设计进程逐步加快，2019年10月国务院常务会议提出探索氢能商业化路径，表明国家层面将推进氢能产业化。2020年4月，我国首部《能源法》征求意见中，拟将氢能列为能源。氢能规划被纳入2020年全国年度发展计划草案。预计未来两年车用氢能及燃料电池汽车产业的顶层规划、发展定位、发展目标和路径将会明确，为行业各方面提供稳定预期，为行业发展提供有力保障。
氢能源产业链包括上游氢气制备运输储存、中游燃料电池、下游燃料电池应用。
制氢
目前，氢的制取产业主要有三种较为成熟的技术路线。一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢，需要结合碳捕集与封存（CCS）技术；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；三是电解水制氢。以下对这三种制氢方式从制取成本、发展现状、面临瓶颈、未来前景等四方面进行比较：
储氢：
目前，氢的储存主要有气态储氢、液态储氢和固体储氢三种技术路线。与之对应，氢的运输也存在气态输运、液态输运和固体输运三种技术路线，其中气态输运又有长管拖车与观点输运两种实现手段。
目前，我国氢能示范应用主要围绕工业副产氢和可再生能源制氢产地附近（小于200公里）布局，氢能储运以高压气态方式为主。 其中，高压气态储运氢在国内市场占据主导地位，其设备大致可分为车用高压储氢容器、高压氢气运输设备、固定式高压氢气储存设备三种。在车用高压储氢容器领域，京城股份、斯林达安科、中材科技、科泰克为代表性企业；在高压氢气运输设备，中集安瑞科、双瑞特装、中石化为代表性企业；在固定式高压氢气储存设备领域，美国CPI、AP为代表性企业。 低温液态储运氢在全球的加氢站中有较大范围应用，但在车载系统中的应用不成熟，存有安全隐患。受限于技术水平，国内液氢应用成本很高，仅有富瑞氢能、中科富海等企业具有一定的液氢储运技术储备和产业化能力。
加氢：
根据氢气来源的不同，加氢站可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种。根据加氢站内氢气储存相态不同，加氢站可分为气氢加氢站和液氢加氢站两种。根据供氢压力等级的不同，加氢站可分为35MPa和70MPa压力供氢两种。以下对不同种类加氢站的实现方式，技术优势，发展现状进行比较：
图表 7：加氢方式比较
目前，国内加氢站建设成本较高，其中设备成本约占70%，建设一座日加氢能力500千克、加注压力为35MPa的加氢站需要投入约1200万元，是传统加油站的3倍。此外，加氢站维护运营成本、税收费用等诸多因素使得加氢站加注成本约在13-18元/千克，这使得商业化加氢站很难实现盈利。 因此，从投资方来看，国内一大批加氢站为政府投资的示范项目，剩余加氢站的建设投资方企业性质则较为丰富，并呈多方联合投资建设情况。这很大程度是因为当前国内加氢站单站建设成本高、投资回报期长、加氢站涉及的审批环节多，单个企业难以单打独斗。
截至2020年12月底，中国累计建成118座加氢站（不含3座已拆除加氢站），其中建成的加氢站已投入运营101座，待运营17座，投用比例超过85%。此外，中国在建/拟建的加氢站数量达到为167座。
目前，氢能源燃料电池技术主要有碱性燃料电池、磷酸燃料电池、固体氧化物燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池和质子交换膜燃料电池等五大类。从商业应用来看，熔融碳酸盐燃料电池、质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池是最主要的三种技术路线。 其中，质子交换膜燃料电池由于其工作温度低、启动快、比功率高等优点，非常适合应用于交通和固定式电源领域，逐步成为现阶段国内外技术主流。固体氧化物燃料电池具有燃料适应性广、能量转换效率高、全固态、模块化组装、零污染等优点，常用于大型集中供电、中型分电和小型家用热电联供领域作为固定电站。