氢气作为一种清洁、高能的二次能源，在能源领域存在广泛的应用前景。随着国内外对清洁能源需求的持续不断的增加，我国氢气产能也在逐步扩大。然而，由于不一样的地区的资源禀赋、生产所带来的成本等因素的影响，我国氢气产能分布不均衡，存在一定的发展障碍，本文将从化石燃料制氢生产企业和产能分布、工业副产氢生产企业和产能分布、绿氢生产企业和产能分布三方面做介绍。
短期看化石能源制氢仍是最大的氢气来源，主要通过煤炭焦化气化、天然气重整以及甲烷煤炭合成气等化工生产的方式来进行制取，但其存在碳排放问题，中期利用结合碳捕捉技术，当前应用少，成本高，导致价格上的优势逐渐降低。化石能源制氢造成不可再次生产的能源的消耗，不具备长期大规模应用基础。
天然气制氢和煤（焦）制氢技术已完全成熟，并且工艺和设备基本实现国产化，我国煤炭资源丰富，而天然气制氢价格挂钩天然气价格，中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，仅有少数地区可以探索开展，天然气制氢平均成本明显高于煤气化制氢。煤制氢需要用大型气化设备，设备投入成本比较高，只有规模化生产才能减少相关成本，因此适合中央工厂集中制氢，不适合分布式制氢。
受原料价格和资源约束影响，目前国内新上炼厂主要以煤制氢作为主要制氢手段。天然气成本占到天然气制氢73%以上，煤炭成本占到煤制氢54%以上。2021年，我国氢气产量达3300万吨，其中仅高温炼焦和低阶煤分质利用中低温热解副产的氢气就接近1000万吨。
灰氢主要生产企业包括中国神华、美锦能源、东华能源、中石油、中石化，主要以掌握煤炭、石油、天然气资源的国有企业为主，天然气制氢产能来自于掌握天然气资源的中石化。中国石化在我国氢能源行业和国内氢气制取市场的产能/产量上处于领头羊，凭借石油化学工业的强大实力，氢气产能达到350万吨/年；中国石油氢气产能超过260万吨/年。
煤炭制氢主要集中于宁夏宁东能源基地、内蒙古鄂尔多斯等煤炭产区，天然气、炼油重整制氢则多分布为沿海地区，如青岛、宁波等大型石化炼化基地。
山西焦煤产区：山西拥有全国最大的焦化产能，煤炭炼焦过程得到的副产品——焦炉煤气的含氢量约为60%，年可提取氢气140亿立方米。
宁夏宁东能源化工基地：氢气总产能达到240万吨，其中煤制氢235万吨、甲醇制氢2.17万吨、化工副产氢3.4万吨。用氢总量达到240万吨/年。产氢量占我国氢气生产总量的12%，位居全国第二。
陕西煤炭产区：全球最大煤制氢变压吸附装置项目在陕西榆林投运，每年产氢能力可达35万吨。
青岛氢能产业聚集区：氢气总产能达到28万吨/年，包括中石化炼油副产氢、电解水绿氢、丙烷脱氢等项目。
浙江宁波化工聚集区：包括中石化炼油副产氢、舟山LNG重整制氢、丙烷脱氢等项目。
工业副产氢气是指现有工业在生产目标产品的过程中生成的氢气，目前主要形式有烧碱（氢氧化钠）行业副产氢气、钢铁高炉煤气可分离回收副产氢气、焦炭生产的全部过程中的焦炉煤气可分离回收氢气、石化工业中的乙烯和丙烯生产装置可回收氢气。氢作为化工生产的原料和中间产品，通常会通过煤炭焦化气化、天然气重整以及甲烷煤炭合成气等化工生产的方式来进行制取。以焦炉煤气、轻烃裂解副产氢气和氯碱化工尾气等为主的工业副产氢气，由于产量相对较大且相对来说比较稳定，也成为现阶段氢气的供给来源之一。
当前国家对氢能行业的发展采用有选择性的扶持政策，在近期，氢能产业发展较快的地方应充分的利用工业副产氢，使产业高质量发展初期可以依托低成本的工业副产氢，快速壮大市场规模。工业副产氢大多数来源于焦炉煤气、轻烃裂解副产氢气、丙烷脱氢（PDH）、氯碱化工尾气等，现阶段全国工业副产氢年制氢潜力在500万吨左右。
工业副产氢的参与者较多，根据副产方式主要有：焦炉煤气副产氢（美锦能源、宝丰能源等）、丙烷脱氢（卫星化学等）、氯碱工业（滨化股份等）、金能科技、东华能源等。
在很多北方区域和煤化工大省，制氢成本非常低，煤制氢和工业副氢普遍10元/公斤左右，如山西美锦能源焦炉煤气制氢成本10-13元/公斤，河北旭阳集团焦炉煤气制氢成本仅0.7-1.0元/标方（7.84-11.2元/公斤），宁夏宁东基地宝丰能源煤制氢成本0.8元/标方（8.96元/公斤）。
丙烷脱氢制丙烯装置的原料大多依赖进口，东部沿海地区具有码头区位优势，因此丙烷脱氢产能大多数分布在东部沿海地区（京津冀、山东、江浙以及福建、广东）。从产业布局来看，丙烷脱氢产业与氢能产业负荷中心有很好的重叠，丙烷脱氢装置副产氢接近氢能负荷中心，可大大降低氢气运输费用，而且该产业副产氢容易净化，回收成本低，因此丙烷脱氢装置副产氢将会是氢能产业良好的低成本氢气来源。
齐鲁氢能经济带：山东是工业副产氢第一大省，涉氢企业和研究机构超过120家，工业副产氢年产量400万吨，地炼化工、煤制氢等产业都走在前列。
宁夏宁东能源化工基地：氢气总产能达到240万吨，其中煤制氢235万吨、甲醇制氢2.17万吨、化工副产氢3.4万吨。用氢总量达到240万吨/年。产氢量占我国氢气生产总量的12%，位居全国第二。
江苏张家港化工区：以张家港为主导，张家港工业副产氢大规模的公司包括华昌化工、东华能源、双狮精细化工、沙钢集团、富淼科技等，年产氢超过20万吨。
长三角化工区：长三角是中国副产氢资源最丰富的区域，浙江、江苏、上海均分布有大量副产氢企业；长三角区域在建及规划的丙烷脱氢装置副产氢资源总量超50万吨每年。
浙江宁波、湖州化工聚集区：浙江宁波是全国七大石化基地之一，拥有三大石化产业集聚区和十多家氢源企业，年产氢气达62.59万吨。
在技术路线方面，电解水制氢技术可分为碱性电解水制氢（ALK）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、固体氧化物电解水制氢（SOE）和阴离子交换膜电解水制氢（AEM）。PEM制氢电流密度远大于碱性水电解制氢，但其能耗相较之下也较高，作为未来主要的电解水制氢技术，降备成本与能耗就显得很重要。
水电解槽制氢设备开发是国内外碱性水电解制氢研究热点。在市场化进程方面，碱水电（AWE）作为最为成熟的电解技术占据着主导地位，尤其是一些大型项目的应用。中国的ALK制氢技术相对成熟，在国内市场占有率较高，碱性电解槽制氢核心设备已基本实现国产化。国内的PEM制氢技术发展时间比较短，其性能尤其是寿命尚缺乏市场验证，整体上落后于欧美。
当前电解水制氢占制氢量比例极低，不足1%，根本原因是成本不经济，而且火电为主的电力结构仍会产生污染。电解占总成本达70%以上，当电价低于0.3元/千瓦时，电解水制氢成本接近化石能源制氢。火电制氢会造成更高的碳排放，是化石能源制氢的3-4倍。目前国内大型绿氢项目主要分布于西北、华北和西南地区。
宁夏：宁夏回族自治区提出“2025年可再次生产的能源制氢规划产量达到8万吨；2030可再次生产的能源制氢产量达到30万吨”。
四川：四川充分的利用水资源制氢，正推动“十万吨级可再次生产的能源电解水制氢合成氨示范工程”。
吉林：吉林省力争到2025年，可再次生产的能源制氢产能达到6-8万吨/年；横向构建“白城-长春-延边”氢能走廊，纵向构建“哈尔滨-长春-大连”氢能走廊。
河北：河北省风电、光伏发电装机均居全国第2位；“十四五”期间，河北省在张家口欧规划布局了11个重点谋划推进的制氢项目。
