美國著名的未來趨勢學家傑里米·裡夫金（Jeremy Rifkin）在《第三次工業革命》一書中指出，氫與人類的能源演進息息相關。
傑里米認為，三次能源革命都遵循碳含量降低、氫含量上升的規律，燃料中碳原子數目與氫原子的比例從固態的煤1∶1，到液態的石油1∶2，再到氣態的天然氣1∶4。人類使用的能源中碳比例不斷下降含氫比例越來越高已成為趨勢，而氫能是“21世紀的終極能源”。
在碳排放導致全球氣候變暖成為全球焦點的大背景下，中國也加速發展可再生能源以實現節能減排目標。2015年6月中國政府向聯合國氣候變化框架公約祕書處提交了應對氣候變化國家自主貢獻文件《強化應對氣候變化行動—中國國家自主貢獻》。
這份文件確定了中國到 2030年的自主行動目標：二氧化碳排放 2030年左右到達峰值並爭取儘早達峰；單位國內生產總值二氧化碳排放比 2005年下降60%~65%，非化石能源佔一次能源消費比重達到20%左右。
能源結構優化轉型不僅可扭轉中國“多煤少油缺氣”的能源結構，減少對化石能源的依賴以及減少碳排放，還能提高國家能源安全。2017年我國能源生產量為25億噸油當量而消費量則高達31億噸油當量, 大約20%的能源需求缺口需要進口來滿足，能源進口中石油進口量為4億噸。
中國石油集團經濟技術研究院發佈《2018年國內外油氣行業發展報告》指出，我國石油對外依存度2018年高達70%。2019年1月海關總署公佈數據顯示，2018年我國共進口石油原油4.62億噸總金額為1.59萬億元人民幣。
而與國際水平相比，我國一次能源產量中呈現“一大三小”（煤炭大, 石油、天然氣、新能源小）的能源結構，煤炭佔比過大，新能源佔比過小。為提高國家能源安全以及實現低碳減排目標，必須大力提高清潔能源比例。
氫能作為零碳綠色的新能源，具有環保、能量密度大、轉化效率高、儲量豐富和適用範圍廣等特點，是具有很大發展潛力的高效替代清潔能源。
全國政協副主席萬鋼在2018年12月撰文指出，應及時把新能源汽車產業化重點向燃料電池汽車拓展,而建設氫能基礎設施任務更為緊迫。政府需要把氫從危化品（氫氣屬於二類危險品）管理層面上升到能源管理層面。
萬鋼表示，發達國家把氫作為能源管理，創制了科學安全的氫加註站建設和車載氫罐技術標準和檢測體系，有力推動了燃料電池汽車商業化。但我國仍把氫作為危化品管理，管理理念不同制約了我國氫能的利用。
他建議相關部門抓緊研究借鑑，制定科學安全的氫能、加氫站和儲氫罐技術標準，提升檢測能力，儘快破除制約氫能和燃料電池汽車發展的標準檢測障礙和市場準入壁壘，加強和完善氫能生產、儲運和供銷體系建設。
2016年“氫能與燃料電池技術創新”被列入國家發展和改革委員會、國家能源局等聯合發佈的《能源技術革命創新行動計劃（2016年-2030年）》（發改能源[2016]513號），標誌著氫能產業已被納入中國國家能源戰略。
同樣在2016年，中國標準化研究院和全國氫能標準化技術委員會（SAC/TC 309）聯合組織編著的《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書（2016）》，首次提出了我國氫能產業基礎設施的發展路線圖和技術發展路線圖。
2019年3月全國政協十三屆二次會議（兩會）首次將氫能寫入《政府工作報告》，提出“推動充電、加氫等設施建設”。
2019年4月8日國家發改委發佈《產業結構調整指導目錄（2019年本， 徵求意見稿）》，其中直接涉及氫能和燃料電池領域的條款共計5項均屬鼓勵類，內容包括氫燃料製取、儲運及相關設備、燃料電池關鍵零部件、燃料電池車核心部件、氫能基礎設施等全產業鏈類目。
中國氫能來源分析
氫（H）在元素週期表中位於第一位，廣泛存在於自然界。氫能是指氫和氧進行化學反應釋放出的化學能。氫不是一次能源而是一種清潔的二次能源，需要使用一次能源通過轉換來生產出能量載體。
我國氫能來源廣泛，既有大量的工業副產氫氣，又有大量的棄風電、棄光電、低谷電等可供製氫的存量資源。
我國氫源的分佈有地區特色，煤炭資源主要集中在內蒙古、山西、陝西等地區， 天然氣資源主要集中在陝西、四川、新疆、青海等地區，副產氫在華北、華東、西北都有較多分佈，棄電以西部地區為主。
在工業副產氫和可再生能源豐富的區域，可以優先考慮使用這兩大類氫源來制氫。其中華北中部地區副產氫潛在產量巨大約為93.5萬噸/年，估計每年可供53.4萬臺燃料電池中型物流車運營使用；而西部地區棄電氫源潛在產量可達125.6萬噸/年，每年可供71萬臺燃料電池中型物流車運營使用。
而在中國風電、光電、水電富餘或棄風電、棄光電、棄水電較多的地區，以及城市電網峰、谷時段電力負荷差異較大的城市和地區，可以採用電解水制氫獲得氫源。
在工業副產氫和可再生能源不豐富的區域，則可考慮使用化石能源制氫。
據《科技導報》初步統計，用於煉化產品生產和工業生產領域的純度大於或等於99%的氫氣年產量約為700億立方米（約600萬噸）。我國制氫原料主要以煤炭和天然氣為主，佔比分別為 62%和19%，電解水制氫僅佔4%。
據2017年統計數據，假定不同人工制氫工藝原料天然氣、甲醇、電價的採購成本（扣除增值稅）分別約為 2.8 元/立方米、2500 元/噸、0.63 元/千瓦時，相應的天然氣制氫、甲醇制氫和電解水制氫測算成本分別為 2.09、2.13、3.46 元/立方米。可以看到相對於電解水制氫對化石燃料制氫還處於明顯的成本劣勢。
與此同時，我國工業企業，包括煉焦企業、鋼鐵企業、化工企業等每年副產數百萬噸氫氣。如果不加以回收利用，這些副產氫氣很多都排放到空氣中汙染環境。而充分運用在我國已經相對成熟的變壓吸附（PSA）技術分離來提純這些低品位化工副產氫氣，將可能把工業副產氫變成我國的重要氫氣來源。
中國工程院院士、中國石化集團公司科技委員會資深委員曹湘洪指出，國情決定到2050年乃至更長的時間內化石能源特別是煤炭仍會是主要能源，因此必須高度重視化石能源的高效清潔利用尤其是煤炭的高效清潔利用。通過轉化成氫能不僅可實現煤炭等化石能源的高效利用，而且在利用過程的制氫的清潔環保程度高於電能、油品等二次能源。
《加氫站用化工副產氫氣潛力分析》文章中指出焦爐煤氣是提純氫潛力最大的工業尾氣，2018年我國煉焦工業副產氫氣約733萬噸；氯鹼工業副產氫氣約 82.5 萬噸；丙烷脫氫(PDH)副產氫氣產能約33萬噸。焦爐煤氣、氯鹼工業及 PDH項目等2018 年合計副產氫氣在 800 萬噸以上。
作為全球氫能利用的大國，中國自2009年產量首次突破1000萬噸以來, 已經連續9年保持世界第一，中國工業氫氣需求量和產量均居世界首位。
其他制氫的方式還包括核能制氫。核能制氫就是將核反應堆與先進制氫工藝結合進行氫的大規模生產，具有不產生溫室氣體、以水為原料、高效率、大規模等優點，但目前技術還處於實驗室驗證階段。
全國政協委員、中核集團科技質量與信息化部主任錢天林在“關於支持核能制氫與綠色冶金列入國家科技重大專項的建議”中表示，我國需要積極配套政策加大力度在核能制氫領域進行戰略性佈局，以贏得未來氫能時代國際競爭的戰略制高點。
他指出：“高溫氣冷堆是我國自主研發的具有固有安全性的第四代先進核能技術，具有安全性好、出口溫度高等優勢，其高溫高壓的特點與適合大規模製氫的熱化學循環制氫技術十分匹配，被公認為是最適合核能制氫的堆型。”
總體來看，核能制氫技術雖已完成了原理上的可行性研究和驗證，但仍處於實驗室或向中試前期過渡的階段，距離大規模商業化制氫還有相當的距離。
作為燃料電池車能源的氫
氫能燃料電池作為一種能量轉換裝置具備不少優點。比如氫能燃料電池轉換效率可達60%，是內燃機效率的3倍左右；加充速度方便快捷一般3-5分鐘即可加滿；能量密度高熱值是液化石油氣LNG的兩倍、汽油的三倍，從而車載續航里程可達500-1000公里。同時氫的儲存方式多樣，可以通過壓縮氣態儲氫、液化儲氫、金屬氫化物儲氫、碳吸附儲氫。
雖然中國、美國、歐盟、日本、韓國等都制定了較為完備的氫燃料汽車發展規劃,並嘗試通過政策法規全面促進氫能開發利用，但氫燃料電池汽車還遠未達到市場大量運用的階段，目前在基礎設施善為完善前還處於從技術研究過渡到市場運用的摸索階段。
中國藉助奧運會和世博會對氫燃料汽車進行了小規模的推廣和測試。2008年北京奧運會期間及其後期的燃料電池大巴車共進行氫的加註約2600次，加氫量約為22噸；2010年上海世博會的燃料電池大巴車和燃料電池擺渡車運營了近10個月，氫氣加註次數（固定加氫站和移動加氫站）近2萬次，加氫量約為25噸。
但從整體上看目前國內氫能燃料電池車輛的運營尚處於示範階段，距離產業化還有至少20年。
根據國際能源署（IEA）預測，到2050年燃料電池汽車才有可能和純電動汽車、汽油車成本相當。換句話說，就是燃料電池需要補貼30年後才能把成本降到與傳統燃油車及純電動相似的水平。
技術方面，電堆和整車技術的可靠性、安全性和經濟性都是制約燃料電池行業發展的瓶頸。當前影響國內加氫站終端氫氣售價的主要因素是氫氣到站成本（佔70%），其中包括氫氣成本和儲氫、運氫成本。
高壓氣態儲氫是目前最常用、最成熟的儲氫技術，其儲存方式是將工業氫氣壓縮到耐高壓容器中。儲氫瓶是最常用的高壓氣態儲氫容器，具有結構簡單、壓縮氫氣製備能耗低、充裝和排放速度快等優點，但也存在著安全性能較差和體積比容量低等不足。
目前我國加氫站建設還屬於發展初期，加氫站一般採用高壓氣態儲氫，加氫量在300公斤/天以下的試驗和示範項目較多，運輸距離基本在200公里以內。而全球加氫站中約1/3 為液態加氫站，日本約半數加氫站為低溫液態儲氫配套低溫泵加氫站。
根據中國電池聯盟網報道，加氫量在500公斤/天時，高壓儲氫加氫站比液氫儲氫加氫站設備投資方面更有優勢；加氫量規模超 1000公斤/天時，液氫儲氫加氫站比高壓儲氫加氫站設備投資要低 20%左右。
高壓儲氫加氫站的主要設施包括儲氫裝置、 壓縮設備、加註設備和站控系統等。根據《人工制氫及氫工業在我國能源自主中的戰略地位》數據，加氫站的建設成本約為 1300萬-1700萬元，其中壓縮機主要還依靠進口，成本佔比最高約佔總成本的30%。加上土地成本以及人工和運營成本，保守估計經營一個加氫站的成本在2000萬-3000萬元左右。
制氫成本及終端氫氣銷售成本居高不下，儲氫及氫氣運輸安全問題以及加氫基礎設施的缺乏，還將繼續束縛氫燃料電池汽車的推廣和發展。