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在源侧利用富余风、光、水等可再生能源制氢，在碳排放约束条件下，就地销售到市场上可获得较好收益，但是输氢成本较高，长距离输送到需求端不具备经济性；
在网侧通过利用氢储能站参与电网辅助服务和售氢市场，可获得多重应用收益；
在负荷侧，通过特高压通道将西北地区丰富的风力和光伏资源，输送至对氢需求较大的东南地区直接制氢。在成熟的电力市场价格机制下，相比“源侧电制氢+管道输氢”应用场景，“特高压输电+负荷侧制氢”在经济上更具有竞争力。
专家预计2030年前，氢能在新型电力系统的应用主要以典型示范为主：在新能源富集区，建设风光氢储绿氢生产基地；在大规模新能源汇集等电网节点探索建设氢储能电站，参与电网灵活性调节；在国家氢燃料电池车示范城市，在重卡、物流车辆需求密集区，因地制宜建设分布式电制氢加氢站和充电站结合的综合能源服务站。
单就氢储能这一环节来说，储能的经济性取决于最终决定于充放电价差，具体到氢储能，取决于制氢和发电的电价差。以0.2元/kWh可再生能源发电电价计算，发电侧可再生能源制氢的成本超过10元/千克，按照单位千克氢气发电20kWh和0.6元/kWh的售电价格计算，氢储能收益仅12元/kWh，仅仅达到与制氢成本持平的位置。长期来看，随着可再生能源发电渗透率的提升，电价峰谷差将逐步拉大，火电作为可调节电源的陆续退出，将使氢储能的调峰价值日渐凸显。亚化咨询认为，未来氢储能的综合经济性有望大幅提升。
由于风电光伏和绿氢在全球政治经济层面对中国的巨大战略意义，将得到国家的长期支持。亚化咨询认为，按照2022年的风电光伏装机量推算，2030年中国风电光伏总装机有望高达2152GW，电网企业对于风电光伏的保障性并网规模按照1200GW估算，有高达952GW风电光伏需要解决下游应用问题。
952GW风电光伏按照其中一半（476GW）制绿氢计算，将每年可制绿氢1652亿标方，这也为电解槽等绿氢制取装备市场提供了巨大空间。亚化咨询认为，风电光伏项目的收益率要有保障，就需要超大规模电解水制氢解决风电光伏消纳困境：2030年需要电解槽207GW，电解槽这一市场规模将达到2864亿元。
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