能源咨询公司伍德麦肯兹近期发表文章指出，尽管当前绿氢制作成本较高，但随着技术不断创新和产业规模持续扩大，绿氢将更具竞争力，成为未来新能源领域的一匹“黑马”。能源公司和其他市场主体应寻求降低绿氢产业链碳排放强度，以更好地实现绿氢的市场化开发和供应。
真正的绿氢碳强度极低，仅为蓝氢的二十分之一，灰氢的五十分之一，以及棕氢的百分之一。但前提是绿氢必须使用可再生能源生产，而太阳能和风能的波动性会降低电解槽的利用率，从而推高成本。目前大多数电网还并不能实现净零排放，依赖电网供电制氢将提升所产绿氢的碳排放强度。根据粗略计算，完全依赖电网电力生产的电解氢，其碳排放强度甚至会超过棕氢。一种解决方案是在可再生能源停机期间再将电解槽接入当地电网，以最大限度地提高可再生能源的利用率。
目前，原始设备制造商（OEMs）青睐的质子交换膜（PEM）技术允许开发者将氢气生产与可再生能源发电相结合。相关部门正在制定规范，确保即将投入市场的绿氢符合环保和能效标准。欧盟已出台对电网连接电解槽使用的限制措施，美国制定了在电解槽使用电力和可再生能源方面的具体规则，日本、加拿大、印度等国家也在积极跟进。对于开发商而言，最直接的方案是通过绿色电力购买协议（PPA）采购百分百清洁能源。然而在实际操作中，开发商在大多数电力市场难以找到符合其规模和期限要求的电力购买协议。
全球范围内交易的氢能供应将主要产自沙特、澳大利亚等可再生能源资源丰富的国家，之后出口至欧洲和北亚等全球主要需求中心。一旦将氢气的转换、压缩、运输等各环节全面纳入考量，其排放强度的评估结果就会完全不同。要将密度较低的氢气通过海运进行运输，必须将其进行压缩或液化处理，或者转化为氨、甲醇等衍生物。分析表明，氨气的合成、运输和裂解将使大多数用于出口的绿氢的排放强度增加20%~25%。
当前的最优选择是使用100%可再生能源生产的绿氢，其排放强度低于欧盟规定的上限，但大多数开发商难以达到这一标准，仅有水资源丰富的挪威能够在大规模生产中实现100%的可再生能源供应。在中东、美国和澳大利亚的大多数绿氢项目可能不得不使用当地电网的电力。考虑到氨和运输因素，这些绿氢项目的碳强度不仅会超过欧盟的标准阈值，还可能达到甚至超过同一国家的蓝氢项目。
绿氢从制氢端实现低碳甚至零碳排放，而棕氢、灰氢、蓝氢在生产过程中会释放大量碳排放，业界普遍认为绿氢将主导未来的氢气供应市场。然而，对于蓬勃发展的绿氢行业而言，如何降低产业链碳排放强度将是一项重要挑战。伍德麦肯兹指出，通过绿色电力购买协议（PPA）增强可再生能源的接入，或许是推进净零排放战略中的关键环节。