氢按照制取过程及碳排放可以分为“灰氢”“蓝氢”和“绿氢”。“灰氢”指采用化石燃料制取的氢气，如石油、天然气、煤炭制氢等，制氢过程中有大量的碳排放。“蓝氢”指采用化石燃料制取，但过程中采用了碳捕捉及封存技术（CCS）的氢气。“绿氢”指采用可再生能源（如风电、水电、太阳能等）通过电解制氢，制氢过程完全没有碳排放。
目前，氢的制取产业主要有以下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；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，年制取氢气规模占比约3%。生物质直接制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术路线仍处于实验和开发阶段，产收率有待进一步提升，尚未达到工业规模制氢要求。
通过对我国氢能产业发展的研究，结合我国的国情，提出我国制氢产业未来发展方向如下：
天然气直接制氢暂时不适合在国内大规模发展
各种制氢技术中，煤制氢、天然气制氢、工业副产氢提纯、电解水制氢等技术发展成熟，是当前氢制备的主要方式。由于我国天然气资源紧缺，对外依存度较高及定价问题，天然气直接制氢暂时不适合在国内大规模发展，仅有的几个项目都在2500Nm3/h以内的生产规模。电解水制氢虽然技术相对成熟，但目前电价成本较高，单体设备产能普遍介于150Nm3/h-1000Nm3/h之间，需要串并联多套设备满足工业应用，这导致制氢成本相对较高。因而目前国内的氢气来源中，灰氢占氢气总供应量的95%以上，主要来自化石燃料制氢（煤制氢）和工业副产氢提纯（焦炉气副产氢、氯碱副产、丙烷脱氢副产等）。
我国的氢源结构目前仍是以煤为主
中国的制氢优势在于强大的化工产业为工业领域提供了大量低廉的氢气。2020年中国氢气产量超2000万吨，从来源看，我国的氢源结构目前仍是以煤为主，来自煤制氢的氢气占比约62%、天然气制氢占19%，电解水制氢仅占1%，工业副产占18%。煤制氢、甲醇制氢、丙烷脱氢项目主要服务于化工领域氢气需求，投产规模大，制氢能力强，但其项目投资立项并不以氢能或燃料电池为主要目的。国内仅涉及煤制氢的企业就有数十家，大部分煤制氢项目为石化行业炼化配套项目，旨在提升成品油质量、轻质油收率、综合商品率等关键指标要求。这些制氢项目规模介于50,000Nm3/h-500,000Nm3/h,年产氢气十万吨级，配套装置多，投资动辄超百亿元人民币。甲醇是一个充分市场化的商品，相比天然气，原料的采购和储存都更容易；相比煤制氢，甲醇制氢项目审批更为容易，制氢规模介于15,000Nm3/h-60,000Nm3/h，年产氢气万吨级，主要配套油品质量升级项目。此外，近几年我国的烧碱产能及丙烷脱氢的产能都呈现上升趋势，可提供一定规模的富余氢气,年产均在万吨级。
副产氢提纯制氢将满足近期用氢需求
短期内化石燃料制氢的成本优势仍会在大多数地区继续存在。制氢原料成本是影响项目投资回报的最大因素。从单位质量制氢成本对比来看，当前副产氢提纯制氢经济性最好，在考虑原料成本情况下，制氢成本15-19元/千克左右。若采用电解水制氢工艺，电价降至0.2元/kW·h时，制氢成本与工业副产气提纯成本基本相当。若采用天然气重整制氢，天然气价格需降至1元/Nm3时与工业副产气提纯成本基本相当。假设氢气终端售价维持限价30元/千克，氢气出厂价价按35元/kg，25元/kg,15元/kg逐步降低。在项目周期内仅工业副产氢提纯制氢及采用0.2元/kwh优惠电价的电解水制氢厂可以盈利。
一方面降低原料成本，另一方面通过规模化推动制氢装备降本、通过工艺改进提高制氢效率，均可提高制氢项目的回报率。从这个角度，目前规划建设的各种风光氢储一体化项目与可再生能源分布式制氢项目，将水电解制氢与可再生能源发电储能结合起来，既降低了制氢投资额的摊销，也降低了制氢电价（省却了过网费），同时还提高了氢能与电网协同的价值。
绿氢将成为中国制氢行业发展的主要方向
在国家30碳达峰60碳中和的政策目标下，近期通过副产氢提纯满足眼前的车辆推广需求，远期主要以绿氢方式满足包括交通、工业、建筑在内的用氢需求，将成为中国制氢行业发展的主要方向。氢能源发展应是多元的，各地应根据本地区资源分布特点和工业发展情况选择技术可行、环境友好、经济性良好的制氢技术。