位于爱丁堡的能源市场研究咨询公司 Delta-EE写道，到 2025 年，欧洲有望达到 2.7 GW 的运行氢电解槽容量。这主要是因为欧盟绿色协议和IPCEI 氢倡议的欧盟公众支持。该公司表示：“然而，要在 2024 年实现欧盟 6 吉瓦的目标所需的数百兆瓦规模的许多项目，时间已经不多了。”
根据苏格兰咨询公司的新全球氢情报服务，欧洲电解槽容量的近一半在德国，而没有其他国家的安装量超过 10 兆瓦。“该行业正在快速扩张;几个国家(如西班牙、荷兰、丹麦)的首批重大项目将在 2021/22 年达到数十兆瓦，到 2025 年将飙升至数百兆瓦。这种增长的一个关键因素将是电解槽制造商的制造能力，”该公司解释说，提到Nel Hydrogen、ITM Power、康明斯和McPhy，这些工厂“都是能够每年生产数百兆瓦甚至千兆瓦电解槽的工厂。”
根据欧洲天然气传输系统运营商网络 ENTSOG 的说法，不同氢气运输方案的竞争力取决于氢气运输的距离，以及规模和最终用途;欧洲天然气基础设施运营商协会 GIE;和 Hydrogen Europe，一个代表氢和燃料电池行业利益的欧洲协会.“如果氢气需要运往海外，通常必须将其液化或作为氨气或液态有机氢载体 (LOHC) 运输。对于 1,500 公里以下的距离，通过管道以气体形式运输氢气通常是最便宜的运输方式;超过 1,500 公里，将氢气作为氨或 LOHC 运输可能更具成本效益，”三个欧洲协会上个月在一份报告中写道。他们认为，在混合中，“进入氢经济的一个简单切入点”，将其定义为具有成本效益的过渡选择，尽管需要进行修改和相关投资，尤其是对于压缩机。“不同的压缩机型号对混合氢气有不同的反应，”报告中写道，并解释说所需的投资也将取决于氢气的份额。完全转向 100% 氢气管道将需要安装新的涡轮机或电机和新的压缩机。然后，能力将在财务考虑中发挥关键作用。“一些天然气 TSO 的分析表明，以低于其最大容量的方式运行氢气管道可以使每兆瓦时运输的运输成本更具吸引力，因为可以避免额外的、昂贵的、高容量的压缩机站 - 以及相应的能源消耗。”甲烷每立方米氢气的热值是其三倍，但“今天主要输送天然气的同一条天然气管道，在给定时间内可以输送约三倍立方米的氢气，因此输送的能量大致相同。 ”氢是比甲烷小得多的分子。报告解释说，需要相应地选择系统的密封性和用于密封的材料。用于 100% 氢运输的典型传输管道的再利用成本预计在每公里 20 万至 60 万欧元之间。这三个协会还解释说，目前没有与通过专用氢气管道以气态形式运输的氢气质量相关的欧盟范围内的技术规范。报告中的协会表示：“缺乏统一的欧盟法规可能会导致氢市场的分裂，”同时还考虑了最终运输成本(1 MWh 超过 1,000 公里的运输成本为 2.30 欧元至 4.40 欧元) ;欧洲在正在进行的项目中的中心地位;储氢(在盐穴中);
总部位于德国的工业倡议Dii Desert Energy和总部位于慕尼黑的管理咨询公司 Roland Berger表示，巴林、科威特、阿曼、卡塔尔、沙特阿拉伯和阿拉伯联合酋长国是全球生产和出口绿色氢及其衍生物最具竞争力的地区之一.全球成本最低的太阳能和风能使海湾合作委员会地区成为氢生产最具竞争力的地区之一。最近在沙特阿拉伯的招标中标价为 0.0104 美元/千瓦时。利用石油和天然气经济，可以通过主权基金和国际投资者获得大量资金。此外，该地区在建设和运营出口基础设施方面有着良好的记录，并且在未来的大型能源需求市场(如欧洲和东亚市场)中处于中心位置，”报告中写道，并补充说氢谷也可以实现当地的氢经济。
