为了解决可再生能源的间歇性和波动性，保障电力系统安全运行，需发展高效储能技术。储能被认为是21世纪能源供应链的关键要素，能够显著提高光伏、风电等可再生能源的消纳水平，增强电网稳定性，提高能源系统的效率，推动主体能源由化石能源向可再生能源更替，提高可再生能源占比。目前中国主要储能技术有抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超导储能、超级电容以及各种电池等。地下储氢是解决大容量长期储能的有效途径。

为了应对气候变化，需要加快能源转型，大幅度提高可再生能源在能源体系中占比。发展地下储氢技术是克服可再生能源波动性和间歇性的有效方法。回顾了地下储氢技术的研究现状，讨论了地下储氢技术特点，介绍了地下储氢主要地质构造及其工业应用，总结得出：地下储氢技术总体上仍然处在发展初级阶段；与地面储氢相比，地下储氢具有储能容量大、储存时间长、储能成本低、储存更安全等优势；不同储氢技术发展及应用程度不同；地下储氢具有技术和经济上的可行性，能否大规模应用关键取决于电解制氢成本能否降低的论断。

为了应对全球气候变化的严峻挑战，中国政府提出“3060双碳”目标。实现“双碳”目标，需要将以化石能源为主的能源体系转向以可再生能源为主，构建以新能源为主体的新型电力系统，提高光伏、风电等可再生能源在能源结构中的占比。然而，由于光伏、风电等可再生能源具有间歇性和波动性，导致可再生能源利用在全天不同时段会出现过剩或短缺，影响电力系统运行安全。为了解决可再生能源的间歇性和波动性，保障电力系统安全运行，需发展高效储能技术。储能被认为是21世纪能源供应链的关键要素，能够显著提高光伏、风电等可再生能源的消纳水平，增强电网稳定性，提高能源系统的效率，推动主体能源由化石能源向可再生能源更替，提高可再生能源占比。目前中国主要储能技术有抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超导储能、超级电容以及各种电池等。但是由于受各种因素影响，这些储能技术难以满足大容量长时间的储能需要。地下储氢（Underground Hydrogen Storage-UHS）是解决大容量长期储能的有效途径。

从地质角度来看，地下地质构造适合储氢，在能源过剩时，将剩余能源转化为氢气，并作为能源载体储存在地下，在能源需求高峰时采出。本文通过回顾地下储氢技术的研究现状，讨论地下储氢技术特点，介绍地下储氢主要地质构造及其工业应用。

1   地下储氢技术研究现状

20世纪70年代，人们就开始了地下储氢研究。1979年美国天然气技术研究院发表了地下储氢研究报告，证实了其经济和技术上的可行性［1］。1986年，根据Taylor等人研究，地下储氢是最经济的储氢方法［2］。然而，关于地下储氢技术的科学研究论文发表较少。1990年一篇关于捷克Lobodice含水层储存煤气的文章发表，首次提到在一个注入循环中，由于氢和CO2或CO原位生成了甲烷，储存气体的成分发生了显著变化［3］。

对地下储氢大规模研究始于2011年，主要受欧洲委员会的政策影响［3］，欧盟制定了能源体系转型和脱碳气候保护目标，确定2020年温室气体（GHG）排放量减少20%，可再生能源在能源结构中占比20%，一次能源消费减少20%。2012年，欧盟启动了HyUnder（Hydrogen Underground Storage in Europe）研发项目，法国、德国、荷兰、罗马尼亚、西班牙和英国等6个国家参与研究，评估欧洲大规模地下储氢的潜力、商业模式、工程和经济可行性。2021年受欧盟资助，Geostock Group牵头组织了HyStorIES（Hydrogen Storage in European Subsurface）项目，探索在地下含水层或枯竭油气藏中储存纯氢技术的可行性。目前，美国是运行地下盐穴储氢最多的国家，在德克萨斯州有3个盐穴储氢库，并新启动了SHASTA、GeoH2研究项目；德国是开展地下储氢研究项目最多的国家，近10年共开展了H2STORE、InSpEE、ANGUS、HyINTEGER、HyCAVmobil等多个项目；法国也先后启动了STOPIL H2、HyPSTER和HyGe?o等多个地下储氢研究项目；英国是开展地下盐穴储氢最早的国家，近几年也相继启动了多个地下储氢项目研究；另外，荷兰、丹麦、奥地利等其他欧盟国家也开展了地下储氢研究；阿根廷于2011—2016年完成了Patagonia风电—氢能项目（见表1）。中国目前在地下储氢方面仅有几篇论文公开发表［4-7］，未见有研究和现场试验项目的公开报道。

表1 全球部分地下储氢研究项目

欧美国家对地下储氢技术研究和工业试验越来越重视，地下储氢项目基本上都是由欧美国家资助，体现了政府的政策导向。这与新能源战略有关，新能源战略迫使企业和实验室提高可再生能源利用效率，寻找有效的能源储存方法［3］。但总体上，地下储氢技术仍然处在发展的初级阶段，仅在近10年得到欧美等发达国家重视，其他国家很少研究［8］。地下储氢目前还不是可行的、技术上成熟的储能方式［9］，大规模工业应用受地质、技术、经济、法律和社会等多方面的影响。

2  地下储氢技术特点

地下储氢是利用地下地质构造进行大规模氢能存储，即用能源电解水制氢，将氢气注入盐穴、枯竭油气藏和含水层等地下地质构造中，储存氢能（见图1）。

地下储氢目的主要包含：当能源超过消费需求时，减少能源的供给；在电价较低时，通过电解制氢储能，当电价较高时，发电出售；为工业、炼厂等提供氢气后备供应。相比其他储能技术，地下储氢具有四大优势：储能规模大、储存周期长、储能成本较低、安全性高。

2.1 地下储氢与其他储氢方式比较

氢能可以以多种形式储存，包括气体、液体、表面吸附、氢化物或液态有机载氢体等。然而，为辅助电网平稳运行，建立完善的氢能源网络，地下储氢是当前唯一可行的方法。管道或储罐等地面储氢方式的储存和排放能力有限，只有数天时间（MW·h级）。要满足数周或数月（TW·h级）规模的能源储存供应，则需要地下储氢。地下储氢可以满足最长至几个月的储能需求（见图2），需要时可采出直接使用，也可以转化为电能利用。

与其他储能方式相比，地下储氢主要优势是储能成本低。据Lord等研究［9］，枯竭油气藏储氢最为经济可行（1.23美元/kgH2），其次是含水层（1.29美元/kgH2）、盐穴（1.61美元/kgH2）和岩洞（2.77美元/kgH2）（见图3）。地下储氢技术能否在工业规模上应用不仅取决于该技术本身的成本，关键还在于电解制氢成本的降低。因为电解制氢成本在制氢-储氢产业链中占主导，降低电解制氢的成本将是地下储氢技术在工业规模上应用的决定性因素［8］。

另外，与地面储氢相比，地下储存的氢气不与大气中的氧气接触，不具有爆炸危险，因此地下储氢更具安全性。尽管与地面储氢技术相比，地下储氢效率相对较低，前期投资较大，但由于其储存容量大，地下储氢更能体现经济性（见表2）。

表2 3种类型地下储氢库特点对比［8,10］

2.2 地下储氢与天然气储气库技术对比

地下储氢与地下天然气储存有很多相似性，天然气地下储存技术和运行经验可以借鉴到地下储氢中，如选址规范、存储技术和监控方法等［11］，地下储气库还可以转为储氢库，目前欧洲已经开展了这方面研究。但是由于氢与甲烷物理化学性质不同，地下储氢不能照搬天然气储气库技术和经验。利用枯竭油气藏和含水层等地下地质构造储氢，必须考虑氢气独特性。首先，与甲烷、空气或二氧化碳等其他地气体相比，氢具有不同的物理和化学性质；其次，氢可能与地下矿物和流体发生反应，影响储存；第三，地下构造中氢的存在可以触发耗氢微生物的生长；第四，储氢库的应力场在重复循环注采过程中会发生变化，从而影响储氢库的密封性。因此，地下储氢特别是含水层和枯竭油气藏领域的储氢面临诸多技术挑战。需要加强氢流体性质、氢—卤水—岩石地球化学反应、储层中的微生物生长、储存完整性地质力学、安全有效性储存等技术研究。

3  地下储氢的地质构造及其特点

按地质构造划分，地下储氢主要分为盐穴储氢、枯竭气藏储氢和含水层储氢。除上述情况外，也可以考虑采用人工岩洞或利用废弃的矿井建造储氢库。针对地下储氢地质构造的选择应开展详细可行性评价，包括盆地尺度和区域尺度上的可利用性评价、储氢能力评价、长期储氢的安全性和其他因素等。同时，还应考虑制氢、输氢、注氢、成本和利润等因素［8］。盐穴、枯竭气藏和含水层型地下储氢库特点见表2。

按储氢方式划分，地下储氢分为两类：一是纯氢气地下储存，盐穴纯氢储存已成功应用，枯竭气藏和含水层还有待探索；二是氢气与CH4、CO2、CO等其他气体以一定比例混合后地下储存，枯竭气藏和含水层混合储氢已有工业应用。

3.1 盐穴

盐穴是在盐岩沉积层中人工建造的洞穴。盐穴储氢库优点是，岩盐对氢的反应是惰性的，不存在产生杂质的风险，而且密封性好，因此氢在盐岩中的扩散损失可以忽略不计，适合储存纯氢。由于盐穴储氢能够在注入与采出间快速转换，可在一年内完成多个注采周期，因此盐穴储氢可用作日调峰。虽然盐穴是理想的储氢构造，但可用于储氢的盐穴在地理分布上很有限，其储存容量也小于枯竭气藏或含水层。

目前，在全球范围内，已有4个盐穴纯氢储存设施运行（见表3）。美国德克萨斯州有3个独立的盐穴储氢库用于石化工业，英国的Teesside盐穴储氢库是欧洲唯一一个盐穴储氢库，由3个盐穴组成，总容量超过20 000 m3。该储氢库已经运行了50年，储存氢气主要用于合成氨和甲醇(2743, 29.00, 1.07%)生产。

表3 世界目前正在运行地下盐穴型储氢设施［12-14］

3.2 枯竭气藏

气藏枯竭后，可用于储氢。相对盐穴和含水层来说，枯竭气藏储氢具有容积大、地质认识程度高、密封性好、地理分布比较广等优点。枯竭气藏通常含有一定量的残余气，可用作垫底气，但氢气容易与残留天然气发生反应，不利于纯氢储存。

此外，枯竭气藏储氢时，可部分利用地下和地面的原有设施，减少储氢库建设投资成本。枯竭气藏储氢，作业压力和深度变化很大，压力范围在15～285 bar，深度在300～2 700 m。利用枯竭气藏建设储氢库通常需要3～10年的时间。

目前，世界范围内尚没有在枯竭气藏进行地下储存纯氢的经验。近10年，开始有针对枯竭气藏用于氢气与天然气混合储存示范项目，阿根廷的Hychico公司于2011—2015年建设的Patagonia风电-氢能试验项目、奥地利RAG公司于2014—2021年的Underground Sun Storage试验项目，分别成功在枯竭气藏中储存10%的氢和90%的甲烷混合物（见表4）。

表4 世界部分地下含水层和枯竭气藏混合储氢项目［12］

3.3 含水层

含水层分布范围广，在大多数沉积盆地都有分布。与枯竭气藏相似，建立含水层地下储氢库必须满足两个基本的地质条件：一是储集体具有较大注采能力，二是圈闭具有良好的密封性，以防止储存气体的渗漏［15］。在含水层中，含有硫酸盐和碳酸盐的矿物会导致污染物的产生，因此在建设含水层储氢库时，需要加强地质研究，以确定盖层和围岩的致密性以及矿物组成。

与枯竭气藏相比，含水层地质特征和密封性认识程度低，在建设含水层储氢库时，需要打井加强地质认识、密封性评价以及注采能力测试等，增加了储氢库建设成本，使得含水层储氢库的建设成本高于枯竭气藏型储氢库。

在含水层中储存纯氢的尚没有成熟案例。然而，在含水层储存天然气和煤气方面已经有一些实践经验［12］。煤气中含有大约50%～60%的氢气，因此含水层储氢可借鉴含水层煤气储存技术。在20世纪50—60年代，德国的Ketzin、捷克的Lobodice和法国的Beynes等公司在地下含水层储存富含氢气的煤气。捷克Lobodice煤气储氢经验表明，经过几个月的储存，氢会与CO和CO2发生生物降解反应生成甲烷，以致大约一半的氢气会转化为甲烷。

4  结论

一是，为了应对气候变化的影响，实现碳中和目标，大幅度提高可再生能源占比是大势所趋。然而光伏、风电等可再生能源具有波动性和间歇性等不稳定特点，发展大容量长周期地下储氢技术是缓解再生能源波动性和间歇性的有效途径。

二是，地下储氢技术始于20世纪70年代，但是直到2011年，受气候变化政策的驱动，才引起欧盟国家和美国的重新重视，各国先后启动了一系列研究和现场试验项目，兴起了地下储氢研究热潮。总体上，地下储氢技术仍然处在发展的初级阶段。

三是，与其他储能技术相比，地下储氢技术具有储能容量大、储存时间长、储能成本低、储存更为安全等优势。

四是，地下储氢技术主要有盐穴、枯竭气藏和含水层三种类型，地质特征不同建造和运行成本也不同。目前，盐穴储存纯氢已成功应用，枯竭气藏和含水层仅有少量混合储氢工业应用，尚无储存纯氢的应用经验。

五是，地下储氢技术初步实践表明，地下储氢技术大规模工业应用受地质、技术、经济、法律和社会等诸多方面影响，该技术未来将具有技术和经济可行性，能否在工业上得到大规模应用关键取决于电解制氢成本的降低。