目前全球已有超过130个国家和地区提出了“碳中和”或“零碳”目标且大部分计划在2050年实现，如欧盟、英国、加拿大、日本等。
据相关统计，2国已实现碳中和，6国已立法，处于立法阶段的有欧盟地区和其他5国，另有20国（含欧盟国）发布了正式的政策宣示，提出目标但尚处于讨论过程中的国家和地区近100个。
中美这两个排放大国也都做出了碳中和承诺。美国重返《巴黎协议》并承诺在2050年实现碳中和；2020年9月习近平主席在第75届联合国大会上宣布，中国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和。
为实现碳中和目标，许多国家和地区制定减排路线图，通过立法、投资及税收等政策措施推动减排行动。这些政策和措施根据实际情况各有侧重，主要包含六个方面：
中国是最大的发展中国家，也是碳排放大国，要实现在2060年前碳中和的目标任重道远。为了履行对世界的庄严承诺，中国迅速行动。
低碳发展的重点是能源结构转型，能源生产与利用加快向更清洁、低碳的方向转变。在各国和地区碳达峰、碳中和政策的引导推动下能源结构转型有望加快推进，化石能源生产与利用将面临更严格的碳排放约束，非化石能源逐渐成为能源增量主力军。
氢能资源丰富、热值高、使用无污染，被视为理想的清洁能源，是实现碳中和的重要途径，将在全球能源新格局中扮演重要角色。
氢能发展所带来的巨大市场潜力和科技创新是提高综合国力和新经济竞争力的有力支撑，因而其开发与利用受到全球普遍关注。
许多国家都在加快推进氢能源技术的研发和产业化布局，美国、欧盟、日本都出台相应的氢能战略规划，日本甚至提出了“氢能社会”的宏大构想。
中国国内氢能发展也方兴未艾，在交通、工业、建筑、电力等重点用能行业有望迎来较大发展空间，为这些碳排放重点领域减排脱碳发挥作用。
1、氢能加快推动交通运输领域的清洁化转型
交通运输是社会经济发展的重要组成部分，也是能源消耗和温室气体排放大户，占碳排放比重非常高。
欧盟委员会称运输业对欧盟GDP贡献率仅约5%，但其二氧化碳排放量约占欧盟温室气体排放总量的四分之一。
IEA报告指出，2020年一季度全球石油需求下降5%，对应碳排放量下降4.5%；其中公路运输和航空活动的减少贡献了石油需求下降量的近 85%。2020 年下半年随着交通运输逐步恢复，碳排放量也随之开始反弹。
近年来氢燃料电池商用车发展较快，中国、日本、德国、韩国、美国等国家加快燃料电池汽车加氢站的布局建设，有力推进氢燃料电池产业化。
除了商用车，航空和海运也在积极探索氢能应用。氢能在交通运输领域的应用发展无疑将极大推动该领域的广泛、深度脱碳。
2、氢能促进工业领域的脱碳减排
氢在工业上主要用于炼油、化工和钢铁行业。在炼油和化工行业氢气除了作为燃料还是重要原料，主要用于加氢处理、加氢裂化和脱硫。如果炼油和化工业大量采用甚至全部使用绿氢，对于工艺过程脱碳有显著影响。
中国石化第一个绿氢炼化项目——鄂尔多斯1万t/a绿电制氢项目计划2022年建成投产，项目利用可再生电力电解制氢，所制氢气供中天合创煤化工项目。该项目对于绿氢炼化有示范意义，大大有利煤化工降碳减排。
钢铁是工业碳排放大户，当前炼钢多采用焦炭作为铁矿石还原剂。为了解决碳排放问题，钢铁行业开始探索氢冶金技术，用氢代替焦炭和天然气作为还原剂可基本消除炼铁和炼钢过程中的绝大部分碳排放。
如果随着可再生能源成本下降，在轧铸环节使用可再生能源发电，最后基本可实现钢铁生产的近零排放。
3、氢能助益建筑领域的节能碳排
建筑行业实现碳中和的主要途径就是打造绿色建筑，探索燃料电池热电联产，采用燃料电池发电技术，以氢能完全或部分替代市政电网、天然气等传统能源，满足建筑对冷、热、电、生活热水等各种能源的需求。
这种燃料电池在建筑领域的应用不仅提高能源利用效率，而且能起到建筑用能和采暖降碳的作用，效果显著。
早在2009年在东京燃气公司与松下集团共同研发的家庭热电联供系统项目就已正式投入商业应用，这些燃料电池被安装在公寓以及普通住宅内，可以不依赖电网独立运行。
2020年欧委会发布了“革新浪潮”倡议，提出2030年所有建筑实现近零能耗；国内近年来也兴起这种绿色建筑理念，并有示范项目的报道。
4、氢能助力电力行业的绿色转型
电力行业是用能大户也是碳排放大户，碳排放约55%来自电力行业，而电力行业碳排放80%来自燃煤发电。为实现碳中和目标，全球多个国家均已采取措施降低煤电比重，重点发展可再生能源发电。
近年来以光伏发电为代表的可再生能源发电成本显著下降，规模经济将发挥作用，成本有望进一步下降，从而推动该领域可持续发展。
然而，可再生能源中风电、光伏具有显著的间接性和波动性特点，大规模并网之后会对电力系统和电网稳定性产生冲击。
可再生电力制氢可实现清洁电力到氢能的大规模储存，是解决可再生能源消纳、平抑波动性和间歇性的重要手段。可再生能源与储能系统的结合不仅可以有效提升可再生能源发电可靠性和稳定性，同时可以显著降低电力系统的碳排放，助力碳中和目标的实现。
根据制备过程中的二氧化碳排放情况，氢被分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”。有大量二氧化碳排放的氢气被称为“灰氢”；将二氧化碳通过捕集、利用和封存（CCUS或CCS），大幅减少工艺过程碳排放的氢气被称为“蓝氢”；几乎不产生碳排放的氢气即“绿氢”。
氢气制取工艺按原料路线来分有化石燃料制氢（天然气制氢、煤炭制氢等）、富氢气体制氢（合成氨生产尾气制氢、炼油厂回收富氢气体制氢、焦炉煤气中氢的回收利用等）、甲醇制氢、水电解制氢、生物制氢等。
目前世界上商业用氢绝大部分是从煤、石油和天然气等化石燃料制取，过程中有大量碳排放，制得的氢气为“灰氢”或“蓝氢”；只有水电解制氢可以制得“绿氢”，具体过程是以水为原料，在催化剂作用下通过电能使水分解成氢气和氧气，制氢过程具有鲜明的低碳环保特点。如果使用的电能是由可再生能源（例如太阳能或风电）产生，整个制氢环节完全零排放，制得氢气就是“绿氢”。
绿氢才能真正助力碳中和目标实现。氢能发展的驱动力是氢能利用终端零排放能助力交通运输、工业、动力燃料和建筑等碳排放大户实现大规模脱碳。既然氢能作为实现碳中和的重要抓手，那么氢气全生命周期的碳排放，尤其是制取过程的碳排放应受到关注。
在绿氢、蓝氢和灰氢中，灰氢制取过程碳排放非常严重；蓝氢是灰氢通过CCUS处理后的氢，虽然二氧化碳排放大幅下降但其前身是灰氢，制取过程中产生的二氧化碳并没有消失，只是通过CCUS封存；只有绿氢几乎无碳排放，所以真正能高效助推碳中和的是绿氢。
2020年5月，欧洲10家行业领先公司与行业协会一起共同推出了“选择可再生氢”倡议，呼吁欧盟为能源系统集成和氢战略做出正确选择，充分挖掘可再生电力潜力，使欧洲完全脱碳。
在推进绿氢发展、助力碳中和实践中，许多国家已迈出积极步伐。
2020年10月8日，全球首个千吨级液态太阳燃料合成示范工程项目在兰州新区绿色化工园区顺利通过连续72小时现场考核。
该项目也是我国第一个太阳能燃料生产示范工程，由中国科学院李灿院士团队主导，兰州新区石化产业投资公司、苏州高迈新能源科技、中科院大连化物所三方合作开发建设。
该项目计划年产1400吨甲醇，由太阳能光伏发电、电解水制氢及二氧化碳加氢合成甲醇三大系统单元组成，通过装机规模为10MW的光伏发电单元向2台1000m3/h的电解槽供电实现电解水制氢，所制取的氢气与汽化后的二氧化碳在催化剂作用下反应合成甲醇。
瑞士苏黎世联邦理工学院（ETH）近年来一直在进行太阳能合成燃料和太阳能热存储的研发。继2019年成功开发利用太阳能和空气合成液态燃料后，近来成功开发高温储能技术，这种技术将首次实现1000℃以上的高温太阳能热量的经济高效和可扩展存储。
旗下Synhelion公司正与伍德（Wood）公司合作开发绿氢生产，利用Synhelion公司的太阳热储能技术和伍德公司甲烷蒸汽转化制氢工艺优势，采用太阳热提供热量，以甲烷为原料生产氢气。当原料使用生物来源的甲烷时，整个工艺过程完全无碳排放。如果合作研发成功，将实现太阳能氢气工业化，为经济地制取绿氢创出一条新路。
目前，绿氢的大规模发展有许多影响因素，如各国经济发展不均衡、能源资源禀赋差异、政策鼓励力度不一等，从技术角度主要面临以下三方面挑战：
一是电解水制氢经济性不高。绿氢应用在技术上可行只是必要条件，在经济上可行才是氢能大规模利用的充分条件，而电解水制氢成本较高是制约瓶颈。
目前电解水制氢技术主要有碱性水电解、质子交换膜水电解（PEM）、固体氧化物水电解（SOE）和碱性阴离子交换膜电解（AEM）等，其中碱性电解槽技术已经实现工业规模化产氢，是技术最为成熟生产成本相对较低的路线。碱性水电解也是国内商业化电解水制氢主要技术，欧美则对PEM技术产业化推进较快。
PEM制得的氢气纯度高流程简单，能效高于碱性水电解，装置运行灵活性更高，而且对电力变化反应更快，更适合与可再生能源发电配合，但因使用贵金属催化剂等材料成本较高。总体上电解水制氢由于电解效率不高耗电量大等原因，与其他制氢方式相比成本较高，在工业应用中占比较小。
近年来，围绕提高电解效率和降低成本目标，国内外电解水制氢技术在工艺、设备、催化剂、电能等方面开展了许多研究并取得了卓有成效的进展。未来只有技术不断进步并取得突破性进展，大幅降低电解水制氢成本，才能提高其经济性，从而提升绿氢大规模应用的可能性。
二是氢气存储难度大。氢气由于重量轻、原子半径小、性能活泼、稳定性差（泄露后易发生燃烧和爆炸），存储和运输难度较大。
按氢气状态可以分为气态、液态和固体三种储存方式；目前工业上最可行的规模化储存和运输方法只有高压气态储氢和低温液态储氢。
高压气态储氢技术成熟，设备结构简单，成本相对较低；但单位质量储氢密度低，运输成本高，有泄漏和爆炸的安全隐患。低温液态储氢具有储氢密度高、储存容积小等优势；但液化过程耗能大且储存容器需绝热性能良好，成本高昂。
近年来固态合金储氢和有机液态储氢相关技术的开发也备受关注，其中固态储氢技术被认为是最有发展前景的一种氢气储存方式。
固态储氢是通过化学反应或物理吸附将氢气储存于固态材料中，优点突出：储氢工作压力不高安全性强使用寿命长；放氢纯度高有利于提高燃料电池的工作效率和使用寿命；系统体积小储氢密度大，结构紧凑；再充氢压力低充氢方便。
目前固态合金储氢已经有示范报道，但也存在着储存材料价格高昂、储存释放条件苛刻的问题。
三是氢能运输制约。运输是氢气从制氢厂到终端使用的重要环节，也是成本的重要组成部分。氢气可以以气态、液态和固态三种形态进行运输。我国主要以气态运输为主，可选择长管拖车和管道运输两种方式。
其中长管拖运技术成熟，通常在近距离时采用；管道运输则适合大规模、长距离运输，运输效率高，能耗较小，但一次性建设投入较高，国内目前输氢管道较少。
液态采用槽车运输，适合中远距离和较大量运输，该运输方式在液化过程中能耗较大，设备要求也较高，国内主要用于航天及军事，在日、美等国应用较为广泛。
固态氢气通过轻质储氢材料可以实现高密度高安全运输，提高单车运输量和运输安全性，目前仍处于试验开发阶段。
经测算，在0~1000km范围管道运输的成本最低；运输距离在250km内，长管拖车运输成本低于液氢槽车；超过250km则后者更具成本优势。要降低氢的运输成本、提高氢能经济性，还有待相关科技创新和技术攻关进一步突破。
鉴于全球温室气体排放量的73%源于能源消耗，在各国家和地区采取的减排措施中，鼓励可再生能源发展成为普遍选择。
氢能以其独特的优点受到普遍关注并成为发展重点，有望在碳中和路径中发挥重要作用，助力电力、交通、工业、建筑等用能大户减排脱碳。
氢能要在碳中和中发挥作用要重点发展绿氢，而绿氢要真正充分发挥作用必须要实现大规模、经济地应用。
目前，从技术层面还面临一些挑战——
只有当技术进一步突破，以绿氢为代表的氢能才能够真正在碳中和路径中大显身手。
