全球氢工业规模不断增长，呈现区域性分布。2017年全球氢工业市场规模为2514.93亿美元，同比增长1.03%，2011-2017年复合增速为5.05%。2017年亚太地区、北美、欧洲工业氢气的市场规模分别为1071.36、555.80、517.57亿美元，占全球的比重分别为42.6%、22.1%、20.6%，合计占比达85.3%，区域性分布明显。中国和印度等亚太发展中国家经济快速增长带动了亚太地区对氢能等清洁能源的需求。
我国工业氢气产消旺盛，基本自给自足。我国是氢能利用大国，2017年工业氢气（不包括工业副产氢气，下同）产量和需求量分别为1915、1910万吨，同比分别增长3.51%、3.58%，基本维持供需平衡状态，2009-2017年复合增速分别为7.21%、7.20%。
人工制氢的方法主要包括化石燃料制氢、电解水制氢、光解水制氢以及微生物制氢等，其中化石燃料制氢原料主要包括煤、石油、天然气等。目前化石燃料制氢方法较为成熟，并且具备产量高、成本较低的优点，但制氢过程都有温室气体排放；电解水是一种制取纯氢的最简单的方法，但是其消耗的电能太高导致不够经济，因而其发展受到很大限制；光解水被视为最理想的制氢途径，但目前技术尚不成熟。
目前人工制氢工艺主要以化石燃料制氢为主。2017年全球制氢原料约96%来源于化石燃料（由于甲醇主要原料为煤炭和天然气，因此本文将甲醇制氢归类于化石燃料制氢）的热化学重整，仅有4%源于电解水。我国制氢
原料主要以煤炭和天然气为主，占比分别为62%和19%，电解水制氢也仅占4%。
化石燃料制氢具备成本优势。我们假设不同人工制氢工艺原料天然气、甲醇、电价的采购成本（扣除增值税）分别为2.8元/方、2500元/吨、0.63元/kWh，测算天然气制氢、甲醇制氢和电解水制氢成本分别为2.09、2.13、3.46元/立方米。相对于电解水制氢，目前化石燃料制氢具备明显的成本优势。
不同工艺制氢成本敏感性分析。假设不同工艺制氢成本与原料价格线性相关，根据我们测算，如果要让单位制氢成本低于2元/方，天然气、甲醇、工业用电购臵成本（扣除增值税）应分别不高于2.65元/方、2319元/吨、0.34元/kWh。
除了人工制氢以外，工业副产氢也有望成为重要氢能供给来源，我国工业企业，包括炼焦企业、钢铁企业、化工企业等，每年副产数百万吨氢气。目前这些副产氢气很多都排放到空气中，污染环境的同时也成为危险因素。变压吸附（PSA）技术分离提纯氢气的技术在我国已经非常成熟，若能充分利用好这些低品位能源，化工副产氢气将成为我国的重要氢气源，对氢能源发展有着重要意义。
焦炉煤气是提纯氢潜力最大的工业尾气。我国是焦炭生产大国，2018年焦炭产量4.38亿吨，同比增长1.6%。炼焦工业的副产品焦炉气中氢气含量约占57%，是最主要的组成成分。按照每生产1吨焦炭可副产425.6立方
米焦炉气，1立方米焦炉气通过PSA技术可以产生0.44立方米氢气计算，2018年我国炼焦工业副产氢气约733万吨。
氯碱工业年副产氢气约为80万吨。氯碱工业是通过电解饱和NaCl溶液来制取NaOH、Cl2和H2，并以此为原料合成盐酸、聚氯乙烯等化工产品。我国是世界烧碱产能最大的国家，2018年产量为3420万吨，同比增长1.6%。以生产1吨烧碱产生270立方米氢气计算得到，2018年我国氯碱工业副产氢气约82.5万吨。
我国PDH副产氢产能约30万吨。截至2018年6月30日，我国共有18家企业具有PDH产能，总产能达858.5万吨/年，主要位于山东、浙江和江苏等地。我们按照1吨PDH副产0.038吨氢气计算，2018年我国PDH副产氢气产能约33万吨。
合成氨、合成甲醇等也可副产氢气。合成氨、合成甲醇每年副产氢气在50万吨左右，考虑到其分离出的氢气返回原料单元补充燃料消耗，最后分离获得氢气产量相对较小。此外，我们认为随着我国乙烯原料轻质化的推进，未来乙烷脱氢项目也有望成为化工副产氢气的来源。
我国工业副产氢气主要来自焦炉煤气、氯碱工业及PDH项目等，2018年合计副产氢气在800万吨以上。化石燃料制氢、工业副产氢有望成为低成本氢来源。
氢气储运成本较高。廉价的氢气来源和储运是实现氢能产业化的基础。虽然氢气具有较高热值，但是在标准状态下其密度远低于天然气，因此相
同体积氢气的能量大约只有天然气的三分之一，若要实现氢能产业化减少储运体积非常重要，这就使得氢气的储运成本更加昂贵。
我国加氢站加快发展。截至2018年全球已建成369座加氢站，日本、德国、美国数量较多，合计占全球比重达54%。我国排名第四，已建成加氢站23座，占比为6%。根据2016年10月发布的《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》，到2020年我国建成加氢站将达100座，2030年将达到1000座。
液氢储氢加氢站有望迎来快速发展期。目前全球加氢站主要以高压储氢和低温液态储氢为主，全球加氢站中约1/3为液态加氢站，日本约半数加氢站为低温液态储氢配套低温泵加氢站。加氢量在500kg/天时，高压储氢加氢站比液氢储氢加氢站设备投资方面更有优势；加氢量规模超1000kg/天时，液氢储氢加氢站比高压储氢加氢站设备投资要低20%左右。我们认为随着未来氢燃料电池车的发展，液氢储氢加氢站有望迎来快速发展期。
我国目前运营的加氢站均为高压储氢加氢站。目前我国加氢站建设还属于发展初期，加氢量在300kg/天以下的试验和示范项目较多，运输距离基本在200公里以内，现阶段国内运营的加氢站均为高压储氢加氢站。高压储氢加氢站的主要设施包括储氢装臵、压缩设备、加注设备和站控系统等。我国一个加氢站的建设成本约为200~250万美元，其中压缩机成本占比最高，约占总成本的30%。因此，加快工业氢气压缩机国产化进程有助于降低加氢站建设成本，从而促进氢能源产业链的发展。