雙碳目標下，可再生能源制氫發展日益成熟，隨著我國光伏發電裝機規模的擴大，光伏制氫發展加速，各地光伏制氫工程項目也建成投產。光伏制氫不僅能有效降低光伏發電棄光率，且所產氫屬于清潔能源，符合“雙碳”發展目標。
光伏制氫是指利用光伏發電系統產生的直流電直接供應制氫站制氫用電，包括光伏發電系統、電解水制氫系統，電解水制氫系統包括堿性電解水(ALK)制氫、PEM制氫以及SOEC制氫。
對于堿性電解水制氫，制氫成本隨著電價的價格的降低而降低，同時電力成本的占比也同步降低。電力成本每下降0.1元/kWh，氫氣成本平均下降0.5元/Nm3。隨著電費成本的減低，其所占成本比例也降低。

堿性電解槽在不同電價下的制氫成本比例以及氫氣成本的變化

對于PEM電解槽，隨著電費的下降，電力成本在總成本中的比重逐漸下降，氫氣成本也逐漸降低。當電費分別為0.13元/kWh和0.2元/kWh時，氫氣成本分別為2.4元/Nm3和2.71元/Nm3，成本占比分別為24%和33%。PEM電解水設備價格較高，相比之下電費成本占比較小，設備折舊成本占比更高。

PEM電解槽在不同電價下的制氫成本比例以及氫氣成本的變化

光伏制氫成本與光伏發電成本息息相關，隨著光伏發電成本下降，光伏制氫的競爭力將進一步增強。據有關機構測算，電解水制氫成本需將至20元/kg以下，才具有與化石能源制氫競爭的優勢，意味著用于電解水光伏可再生能源電價應維持在0.3元/kWh以下。根據國家發改委的《中國 2050 年光伏發展展望(2019)》的預測，至2035年和2050年光伏發電成本相比當前預計約下降50%和70%，達到0.2元/kWh和0.13元/kWh。
總體來看，電價是影響光伏制氫經濟性的主要因素，但隨著我國光伏產業的發展，光伏電價持續降低，其他成本的影響逐漸變大。
可見在內蒙、寧夏、新疆等風光發達地區電價更低，且如果考慮西北棄電因素，棄電電費更低，但相對的，西北地區人煙稀少，對氫氣擊鼓沒有需求。所以除電價外，更多還要考慮儲運成本。儲運是影響光伏制氫大規模應用的關鍵，這也是目前氫能行業共同面臨的困境。光伏建設規模每年都在擴大，不打通后續的氫氣儲存、運輸環節，解決消納問題，就無法真正促進光伏制氫產業的發展。
根調查，現階段中國普遍采用20Mpa氣態高壓儲氫與管束管車運輸氫氣。在加氫站日需求量500Kg以下的情況下，氣氫拖車運輸節省了液化成本與管道建設前期投資成本，在一定儲運距離以內經濟性較高。
而當用氫規模擴大、運輸距離增長后，提高氣氫運輸壓力或采用液氫槽車、輸氫管道等運輸方案才能滿足高效經濟的要求。液氫儲運也是大規模長距離儲運氫的方向之一，但當前液氫液化過程成本較高，無法解決當下的儲運問題。
也有專家表示：在解決儲運問題前，最好是終端決定選址，哪里需要氫能就在哪里發展光伏制氫，采用就地發電、就地制氫、就地使用的模式，光伏的分散性可以讓每個城市都是制氫選址點。
實際上，據不完全統計，我國已有超過 100 個已建、在建和規劃中的可再生能源電解水制氫項目，其中上半年光伏制綠氫規劃及開工項目已超40個。
有研究表明，“三北”地區太陽能資源豐富，西北是最大的化工可再生氫消費地，東北具備合成氨出口條件，華北地區資源具有局部優勢，采取資源優勢地區集中式光伏制氫疊加近中距離儲運成本，實現可再生氫加速滲透。
其他如西南地區是重要的化工產業發展基地，且擁有大量的光伏資源，通過可再生電力制氫替代傳統產能將具備較好的經濟效益。
華中和華南地區是氫燃料汽車示范城市群，鄭州是第二批氫燃料電池汽車示范城市群，武漢也具備成熟的汽車產業基礎，采取小規模的分布式光伏制氫以實現氫燃料電池發電具有經濟優勢。
各省市也發布政策支持光伏發電制氫。
如山東省能源局發布的《關于開展能源綠色低碳轉型試點示范建設工作的通知》。鼓勵發展風電、光伏發電制氫，培育可再生能源開發利用新模式新業態內蒙古自治區能源局發布《內蒙古自治區風光制氫一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》，再次允許10%的下網電量，提高了制氫一體化項目的可行性，對制氫一體化項目形成重大利好。