随着光伏装机规模的不断扩大，光伏发电将面临消纳、调度及稳定性的问题，利用清洁能源电力电解技术得到氢气，将氢气存储于高效储氢装置中，再对氢气进行利用日益受到关注。并且当电力系统出现问题时，人们也可以利用这些储存起来的氢保障正常的生活秩序。
光伏电解水制氢是将太阳能发电和电解水制氢组合成系统的技术，并且有着40年的发展历史，被看作是最有前景的制氢方法之一，并且是最绿色的制氢方法，与最绿色的能源。电解水制氢目前技术成熟、设备简单，运行和管理较为方便，制取氢气纯度较高，无污染。光伏制氢其实也是太阳能制氢，它的基本原理就是先使用太阳能光伏发电，然后将水电解得到氢气和氧气。主要利用光伏发电系统所发直流电直接供应制氢站制氢。光伏直流发电系统相比传统电站减少了逆变和升压的过程，减少了中间环节，从而提高系统效率。
氢能源在中国还处于萌芽阶段，但是在海外市场，已占据了非常重要的商业布局。“绿色氢气”作为实现气候目标的新兴领域，正成为行业焦点。国际能源署(IEA)署长法提赫.比罗尔表示，当前全球原油经济大幅震荡，“绿色氢气”正在迎来“属于它的时代”。
氢气是一种理想的能量载体，优势十分明显。氢气能以极高的转换效率（50%-90%）转化为电能或者其他燃料；氢气可以作为太阳能、风能等可再生能源波动性和不稳定性的补偿；氢气能以气态、液态甚至固态形式存储；氢气可以长距离通过管道或气罐进行运输；氢气是一种高能量重量比的燃料（142MJ/kg），远高于化石燃料；氢气燃烧的最终产物只有水，使用中不会有污染物的排放等等，都是它的优势。另外，氢气作为一种绿色的燃料，还可以通过氢氧发电重新转化为电和水，理论上每1公斤氢气就可发电31.75度，实际发电量约在20度每公斤。内燃型氢氧发电机组是火箭型内燃发电结构，不需要复杂的蒸汽锅炉系统，拥有结构简单、反应迅速、维修方便等优势。氢气转化成电能还有燃料电池的方式。电与氢互相转化能够填补光伏发电的周期性问题，有利于电网运行，且全过程环境友好。
光伏发电技术和制氢技术都较为成熟，光伏制氢技术主要集中在光伏制氢联合运行模式优化与光伏制氢系统设计及优化方面。
欧盟拟定的“绿色协议”中已将“清洁氢气”制定为“优先发展领域”，这一定义包括了天然气制氢以及可再生能源制氢。
全球已有约70个在建中的绿氢项目，其中GW级项目22个，主要分布在欧洲(11个)和澳大利亚(7个)，中东和南美也有巨大潜力。从绿氢产能来看，全球规划中的GW级绿氢项目产能合计144.1GW，其中欧洲和澳大利亚占了接近93%，处于领先。德国将有望成为最大的氢气消费国之一。德国目前的战略草案是计划到2030年，清洁氢占德国工业用氢总量达20%，德国未来将拥有安装5GW电解槽的能力。到2026年，德国相关领域投资将超过14亿欧元。德国工业联合会(BDI)称，发展氢能经济将是德国工业重中之重。该国除了在欧洲各国布局以外，也积极规划从中东、北非和澳大利亚等地区调用外部氢源，以满足未来氢气需求。
各国竞争激烈，甚至为了制造舆论，国外不惜找机会污蔑我们。最近。彭博社就夸大我们库车项目问题，业内估计是欧洲对中国电解槽崛起的恐惧。欧美在光伏竞争中彻底落后我们，现在极度担心在光伏制氢这个绿氢技术方面再次落后。中国在制氢电解槽技术上取得了较大的进展，国内电解槽制造商迅猛发展，关键材料屡获突破，技术和生产水平飞跃提升，中国厚实的制造业基础和规模化的生产优势，以及有效的供应链管理和生产效率的提高，已经让国内电解槽厂家在价格竞争上拥有了绝对优势。多家欧洲电解槽制造商表示，廉价的中国电解槽让人觉得不公平，欧洲氢电解槽制造商呼吁欧盟引入“欧洲制造”要求，以保护它们免受廉价中国进口产品的冲击。而彭博社关于库车项目的报道会对人产生误导，会觉得中国的廉价产品它们的效率可能较低，从而，实施对中国电解槽的限制，就像一直执行至今的对中国光伏产品的限制一样。
目前国内光伏制氢技术飞速发展，部分企业已经宣布可以实现全离网光伏制氢，实现燃料电池用氢气发电并网、光、储、网多模式混合制氢系统，综合能量管理策略实现，提升制氢设备利用率、碱性电解槽低功率运行数据收集，探究弱功率下，碱液电解槽的适配性能、智能监控系统，实现光伏制氢系统无人值守等。
电解水制氢目前技术成熟、设备简单，运行和管理较为方便，制取氢气纯度较高，无污染，主要有3种技术路线。
碱性电解槽制氢。该种电解槽的结构简单，适合大规模制氢，价格较便宜，效率偏低约70%~80%，主要设备包括电源、阴阳极、横膈膜、电解液和电解槽箱体组成，电解液通常为氢氧化钠溶液，电解槽主要包括单极式和双极式。
质子交换膜电解槽（PEM Electrolyzer）制氢。效率较碱性电解槽效率更高，主要使用了离子交换技术。电解槽主要由聚合物薄膜、阴阳两电极组成，由于较高的质子传导性，电解槽工作电流可大大提高，从而提升电解效率。随着质子交换膜、电极贵金属技术进步，PEM电解槽制氢成本将会大大降低。
固体氧化物电解槽（Solid Oxide Electrolyzer）制氢。可在高温下工作，部分电能可由热能替代，效率高、成本低，固体氧化物电解槽是三种电解槽中效率最高的设备，反应后的废热可与汽轮机、制冷系统进行联合循环利用，提升效率，可达到90%。
电解水制氢技术路线成熟，目前未大规模推广关键因素为电价问题，以目前工业用电用来制氢成本过高，市场竞争力较差。
以前，高昂的耗电成本是大多数企业刻意回避水电解制氢的重要原因，但是随着大规模光伏技术的不断进步，以及逐渐低廉的电价，现如今多数地区维持在0.29元/千瓦时左右。随着光伏装机规模的持续扩张以及发电成本的进一步下降，预计未来光伏制氢将进一步下降，进入发展正循环。到2025年，光伏系统度电成本将下降至0.22元/千瓦时，在光资源充沛的区域，光伏制氢电力成本有望达到0.15元/千瓦时，带动制氢成本持续降低，扩大产业发展空间。
相信不久后光伏制氢的用电成本就会被限制在用户可接受的范围内，使光伏制氢成本低于传统天然气/煤制氢。而大规模的光伏制氢必将成为了商用制氢的首选。目前，光伏发电制氢在资源一类区域已具备经济可行性，较天然气制氢、甲醇制氢成本较低，随着光伏发电成本的持续下降，光伏发电制氢竞争力将进一步增强。
2021年，在宁夏银川宁东化工基地正式投产的“国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”，包括20万千瓦光伏发电装置和产能为2万标方/小时的电解水制氢装置。据项目负责人透露目前该项目产氢的综合成本可以控制在1.34元/标方，下一步将通过科技创新提高转化率，降低生产成本，使发电成本控制在0.068元/度，“绿氢”成本控制在0.7元/标方。（1标方氢气约0.08928千克）
中石化新疆库车绿氢示范项目，该项目年产氢量可达2万吨，是我国首个万吨级光伏制氢项目。同时还具有21万立方米的储氢能力，以及2.8万立方米/小时的输氢能力。项目所生产的氢直接就近供应给普遍的炼化公司，可100%替代化石产氢，每年能减少的碳排放预计可达48.5万吨。
目前市场成熟制氢方式主要包括煤气化制氢、甲醇制氢、天然气制氢以及工业副产品制氢，工业副产品制氢由于其特殊性，成本不太好确定，煤气化制氢、甲醇制氢、天然气制氢集中方式目前价格均在2元/标方左右。
电解水制氢大概产生1标方氢气需要消耗5度电，电力成本每下降0.1元/kWh，氢气成本平均下降0.5元/Nm3。考虑其他成本，光伏发电制氢电价控制在0.3元 / 千瓦时以下时，制氢成本具有较好的竞争力。
我国光照较好，光伏发电量较大的西北区域，炼化、化工企业较多，氢气用量较大，对制氢站规模要求较大，目前在这一区域具有较好的可行性。
另外光伏制氢是最环保的，被称为“绿氢”。
首先，生产的原材料是“绿色的”，无论是水，还是其他用来发电的可再生能源，整体对环境友好，并且电解水制氢只会生成氢气和氧气，不会产生碳氧化合物对环境造成污染。
其次，“绿色氢气”可以解决可再生能源发电过剩、发电间歇性，从而无法满足电网应用需求的困境。
最后，制氢用的原料水是现实生活中最容易获取的资源之一，因此不需要考虑原料的用量问题。
至于氢气的安全，我们后面介绍，但需要做个简单的提醒，氢气的制取、存储、运输与应用环节都是化学反应与物理反应，与个别人过度担心的氢弹那种核聚变反应完全不一回事。
业内人士普遍认为，氢气作为重要的工业原料以及清洁燃料，在未来几十年里将形成竞争的格局。但目前，氢气的存储与运输也需要一定的突破。氢气储运成本能占到总成本50%以上，并且氢气的运输成本和距离息息相关。我国氢气的主要运输方式为长管拖车运输，其经济运输半径局限在200公里以内，当运输距离100km时，运输成本为8.66元/kg；当运输距离为500km时，氢气的运输成本达到29.4元/kg。若采用管道运氢，目前条件尚未成熟，目前，全国累计仅有100km输氢管道，且管道运氢成本很大程度上受到需求端的影响，会随着利用率的下降而上升，当运能利用率仅为20%时，管道运氢的成本已经接近长管拖车运氢。目前输氢管道造价每公里超过300万人民币，这也是巨大的投入。因此，与使用市场相匹配的小规模分布式光伏制氢也是一种可以考虑的技术方案。
发展氢能产业，不仅可促使我国减少油气对外依赖，提高能源安全水平，减少大气污染排放，改善生态环境，建设清洁时代美好家园，还能带动能源科技创新、能源结构调整、能源体系变革和可再生资源高效开发利用，对我国能源体系的高质量发展、高能耗产业清洁转型、高端装备制造以及汽车等产业创新发展，都具有重大战略意义。多数专家认为太阳能制氢或会成为我国能源安全和能源结构调整的又一生力军。今年7月，我国发布氢能顶层设计——《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》指出，要充分发挥氢能在现代能源体系建设、用能终端绿色低碳转型中的载体作用，加快建立氢能制、储、输、用标准体系，发挥标准对氢能产业发展的支撑和引领作用。
