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双碳目标下，可再生能源制氢发展日益成熟，随着我国光伏发电装机规模的扩大，光伏制氢发展加速，各地光伏制氢工程项目也建成投产。光伏制氢不仅能有效降低光伏发电弃光率，且所产氢属于清洁能源，符合“双碳”发展目标。
光伏制氢是指利用光伏发电系统产生的直流电直接供应制氢站制氢用电，包括光伏发电系统、电解水制氢系统，电解水制氢系统包括碱性电解水(ALK)制氢、PEM制氢以及SOEC制氢。
对于碱性电解水制氢，制氢成本随着电价的价格的降低而降低，同时电力成本的占比也同步降低。电力成本每下降0.1元/kWh，氢气成本平均下降0.5元/Nm3。随着电费成本的减低，其所占成本比例也降低。
碱性电解槽在不同电价下的制氢成本比例以及氢气成本的变化
对于PEM电解槽，随着电费的下降，电力成本在总成本中的比重逐渐下降，氢气成本也逐渐降低。当电费分别为0.13元/kWh和0.2元/kWh时，氢气成本分别为2.4元/Nm?和2.71元/Nm?，成本占比分别为24%和33%。PEM电解水设备价格较高，相比之下电费成本占比较小，设备折旧成本占比更高。
PEM电解槽在不同电价下的制氢成本比例以及氢气成本的变化
光伏制氢成本与光伏发电成本息息相关，随着光伏发电成本下降，光伏制氢的竞争力将进一步增强。据有关机构测算，电解水制氢成本需将至20元/kg以下，才具有与化石能源制氢竞争的优势，意味着用于电解水光伏可再生能源电价应维持在0.3元/kWh以下。根据国家发改委的《中国 2050 年光伏发展展望(2019)》的预测，至2035年和2050年光伏发电成本相比当前预计约下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13元/kWh。
总体来看，电价是影响光伏制氢经济性的主要因素，但随着我国光伏产业的发展，光伏电价持续降低，其他成本的影响逐渐变大。
可见在内蒙、宁夏、新疆等风光发达地区电价更低，且如果考虑西北弃电因素，弃电电费更低，但相对的，西北地区人烟稀少，对氢气击鼓没有需求。所以除电价外，更多还要考虑储运成本。储运是影响光伏制氢大规模应用的关键，这也是目前氢能行业共同面临的困境。光伏建设规模每年都在扩大，不打通后续的氢气储存、运输环节，解决消纳问题，就无法真正促进光伏制氢产业的发展。
根调查，现阶段中国普遍采用20Mpa气态高压储氢与管束管车运输氢气。在加氢站日需求量500Kg以下的情况下，气氢拖车运输节省了液化成本与管道建设前期投资成本，在一定储运距离以内经济性较高。
而当用氢规模扩大、运输距离增长后，提高气氢运输压力或采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才能满足高效经济的要求。液氢储运也是大规模长距离储运氢的方向之一，但当前液氢液化过程成本较高，无法解决当下的储运问题。
也有专家表示：在解决储运问题前，最好是终端决定选址，哪里需要氢能就在哪里发展光伏制氢，采用就地发电、就地制氢、就地使用的模式，光伏的分散性可以让每个城市都是制氢选址点。
实际上，据不完全统计，我国已有超过 100 个已建、在建和规划中的可再生能源电解水制氢项目，其中上半年光伏制绿氢规划及开工项目已超40个。
有研究表明，“三北”地区太阳能资源丰富，西北是最大的化工可再生氢消费地，东北具备合成氨出口条件，华北地区资源具有局部优势，采取资源优势地区集中式光伏制氢叠加近中距离储运成本，实现可再生氢加速渗透。
其他如西南地区是重要的化工产业发展基地，且拥有大量的光伏资源，通过可再生电力制氢替代传统产能将具备较好的经济效益。
华中和华南地区是氢燃料汽车示范城市群，郑州是第二批氢燃料电池汽车示范城市群，武汉也具备成熟的汽车产业基础，采取小规模的分布式光伏制氢以实现氢燃料电池发电具有经济优势。
各省市也发布政策支持光伏发电制氢。
如山东省能源局发布的《关于开展能源绿色低碳转型试点示范建设工作的通知》。鼓励发展风电、光伏发电制氢，培育可再生能源开发利用新模式新业态内蒙古自治区能源局发布《内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》，再次允许10%的下网电量，提高了制氢一体化项目的可行性，对制氢一体化项目形成重大利好。
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