地下儲氫（Underground Hydrogen Storage-UHS），即利用地下地質構造進行大規模的氫能存儲。主要運作機制：1、通過可再生能源發電并制取氫氣；2、將氫氣注入鹽穴、枯竭油氣藏、含水層和襯砌的硬巖洞等地下地質構造中；3、實現氫能的儲存；4、有需要時可將氫氣從地下儲氫場所采出用于燃氣、發電或其他用途。
地下儲氫具備經濟性優勢，僅需較低開發成本即可實現氫氣的大規模存儲，是實現氫能大容量長期儲存的有效途徑。
基于不同技術路徑的地下儲氫實施方案
一、鹽穴
鹽穴的存儲容量通常較小，但是可在一年時間內多輪注入、采出，進而發揮靈活的跨期調節作用。目前包括傳統儲氫鹽穴、演示儲氫的鹽穴商業設施、現有或退役的天然氣儲存洞穴相鄰的儲氫的鹽洞穴，混合氫合物的天然氣儲存鹽穴等。
國內關于地下鹽穴儲氫的研究還處于起步階段。在我國的江蘇金壇，擁有大規模的鹽層與鹽穴資源，重慶大學與巖土所合作進行了相關研究，該研究結合以風能為代表的可再生能源發電，將過剩電量進行大規模存儲。通過對我國江蘇金壇地域的層狀鹽巖進行研究，從地質存儲性、穩定性、巖洞致密性等方面對其作為UHS潛在選址的可行性進行分析與評估，嘗試發展可再生能源發電與地下氫儲能耦合這一技術路徑。
以上例子證明了在鹽穴中儲存氫氣的可行性。然而，合適的鹽洞的可用性是有限的，鹽洞需要在許多領域進行進一步的研究，包括評估鹽穴的完整性。此外，受制于快速循環，電解產生的氫氣將需要更高的儲存靈活性，這使得鹽穴成為IEA目前所關注的主要方向。
二、枯竭的天然氣藏
枯竭的天然氣儲層占世界天然氣總儲存容量的76%，氣田體積大于鹽穴，地理分布更廣。
項目：目前沒有商業設施可以在多孔巖石中儲存純氫。但是，存在氫氣占比超過百分之50的混合天然氣地下儲存項目，以下是相關的項目信息：
此外，在愛爾蘭，Green Hydrogen@Kinsale項目對枯竭氣田的儲氫潛力進行了專有評估。在意大利，Snam進行了一系列測試，確認了在其枯竭的氣田中儲存氫氣的可能性，并評估了100% 濃度氫氣儲存影響的測試。
然而，氫氣的儲存比天然氣更難，這是因為其具有更高的壓縮系數、擴散系數、較低的粘度和反應性，所以在儲氫方面的運用仍然具有挑戰。由于氣田的多孔性，枯竭的天然氣田不能提供大規模的短期靈活性，每年只能運行數個周期。因此，它們可以在管理供求的季節性波動和加強供應安全方面發揮重要作用。
三、含水層
含水層約占現有地下天然氣儲存能力的11%。含水層的地質類似于枯竭的天然氣田。它們都是多孔沉積巖結構，但含水層含有水而不是天然氣，并且必須覆蓋不可滲透的蓋層巖石將氣體保持在地下。含水層可以通過高壓下注入氣體轉化為儲氣，其中水和巖石覆蓋層都作為安全殼。
項目：沒有正在運行的商業含水層儲存氫氣，且含水層中的純氫儲存尚未經過測試。但是有一些相類似的項目也值得列出，在20世紀70年代，在Lobodice (捷克共和國)，Engelbostel和Ketzin (德國) 和Beynes (法國)，使用了鹽水含水層來儲存城鎮天然氣。RINGS (向存儲設施中注入新氣體的研究) 項目正在分析向法國ter é ga含水層中注入的天然氣流中添加氫氣和生物甲烷的影響。
與枯竭氣田不同，枯竭氣田因最初充滿氣體而已知是緊密的，含水層并非四面都緊密，需要進行廣泛的地質調查以確定是否存在氣體逸出的隱患。含水層作為天然氣儲存的方案通常需要更多的緩沖氣體，在注入和抽取氣體方面同樣不具備靈活調節的作用。
四、襯砌的硬巖洞
襯砌的硬巖洞用于儲存天然氣液體（丙烷，丁烷）和原油，此外，堅硬的巖洞也可以用來儲存氫氣。以下是一些相關示范項目的信息：
1.瑞典：2022 年 6 月，SSAB、LKAC 和 Vattenfall 在瑞典為 HYBRIT 示范設施（100 m3 ）揭幕，將氫氣儲存在襯砌的硬巖洞穴中。這是同類產品中的第一個，預計將2024年運行，總資金為3.31億瑞典克朗 (3300萬美元)。之后，可以建造約100 000立方米 (60 gwh H2) 的綜合設施。
2.韓國：2004年在韓國展示了使用硬巖洞儲存液化天然氣的可能性。
瑞典的項目證明了氫氣襯砌硬巖洞用于天然氣儲存的可行性，但是壓縮氣體還需要類似于地上儲氫罐的安全殼和絕緣系統。
地下儲氫具備經濟性優勢，僅需較低開發成本即可實現氫氣的大規模存儲，是實現氫能大容量長期儲存的有效途徑。
地下儲氫可行性分析
一、儲能規模對比分析
氫能可以以多種形式儲存，包括氣體、液體、表面吸附、氫化物或液態有機載氫體等。但是為了實現輔助電網平穩運行，建立完善的氫能源網絡的目標，地下儲氫是當前唯一可行的方法。管道或儲罐等地面儲氫方式的儲存和排放能力有限，只有數天時間（MW·h 級）。要滿足數周或數月（TW·h 級）規模的能源儲存供應， 則需要地下儲氫。地下儲氫可以滿足最長至幾個月的儲能需求，需要時可采出直接使用，也可以轉化為電能利用。
二、經濟和技術分析
1979 年美國天然氣技術研究院發表了地下儲氫研究報告，證實了其經濟和技術上的可行性。1986 年，根據 Taylor 等人研究，地下儲氫是最經濟的儲氫方法。此外圖中也展示一些項目研究證明其可行性。
三、數值模擬分析
含水層中儲存氫的例子較少，但是有很多數值模擬的研究論證了地下含水層儲存氫氣的可行性。
西班牙：Sáinz-García等在西班牙北部Castilla-Leon地區通過數值模擬論證了發電產生的氫氣在地下儲存的可行性，同時指出，雖然氫氣和水的黏度與密度相差較大，但是在模擬中并沒有發生黏性指進（在氣體提高石油采收率過程中，一般由于兩相的粘度差異，容易造成氣體像手指一樣在原油中穿過，這種現象就是黏性指進現象），這對地下儲氫是非常有利的。
德國：Pfeiffer等利用油藏數值模擬軟件Eclipse E300對德國Schleswig-Holstein的一處背斜結構中含水層儲氫進行模擬，共布5口井。第1階段，以56 625 m(3)/d/井的速度注入緩沖氣體氮氣，持續710天；第2階段以155 000 m(3)/d/井的速度注入氫氣，持續210天；第3階段，模擬4個儲存循環周期，每個周期包括采出氫氣7天、注入氫氣50天以及關井30天。其中，采出和注入速度分別為1000 000 m(3)/d/井和150 000 m(3)/d/井。通過模擬得到平均每口井的采出速度由第1個周期的4 537 663.45 m(3)/d提高到第4個周期的4 937 376.33 m(3)/d, 增幅為8.81%;平均每口井的采出氣體中的氫氣體積分數也由最初的52%增至85%,，可見儲氫性能較好。
波蘭：Luboń等對波蘭Suliszewo地區一個深層含水層建立靜態地質模型，并使用PetraSim TOUGH2軟件進行氫氣注入模擬，以此評價季節性循環儲氫的可行性。先向地層中注入氫氣24個月(第1個月注入速度為0.34 kg/s, 接下來23個月注入速度為0.51 kg/s),接著注入和采出(采出流量為3 kg/s可使采出氣體中的氫氣流量約為0.51 kg/s)分別為6個月。第1個循環采出氫氣8 404.95 t, 僅為注入氫氣的25.41%,但經過5次循環后，采出氫氣41 807.43 t, 占注入氫氣的59.19%。
通過以上分析可以總結地下儲氫的優勢：
1.過程中注入-采出循環初期采出氣體中的氫氣含量較低，但是優勢在于經過4～5次循環后，氫氣體積分數均超過50%,有的甚至達到85%；
2.有利于實現輔助電網平穩運行，建立完善的氫能源網絡；
3.技術和經濟效益結合的最可行儲氫方式。
此外地下儲氫技術仍然處在發展的初級階段，僅在近10年得到歐美等發達國家重視，其他國家很少研究，我國的地下儲氫項目正在推進，相比西方美國等國家還有一定差距。
地下儲氫技術發展的阻礙
一、平衡波動和供應安全
冬季和夏季天然氣價格之間的季節性價差以及短期價格波動是儲氣的兩個關鍵市場價值驅動因素。儲氣設施需要通過優化天然氣運輸網絡的設計來發揮作用，由于可用存儲容量在天然氣貿易市場的對沖交易中發揮著重要作用，進而推動了天然氣儲存基礎設施的發展；此外，天然氣儲存設施在供應中斷的情況下支持能源系統的安全。同樣，由于氫氣有望在能源系統中發揮重要作用，因此存儲對于保持其可靠性也很重要：
平衡使用可變可再生電力的電解槽的供應波動和氫氣需求的季節性。
在供應中斷的情況下提供能源安全，如貿易沖突、不可預見的停電、自然災害，并減少相關的價格波動。
二、技術發展遲緩
在多孔儲層（即枯竭的氣田和含水層）中儲存所需的研究開發和示范發展緩慢。需要更多的研究來評估枯竭油田中殘留天然氣的影響，含水層和枯竭氣田中可能產生污染物和氫氣損失的原位細菌反應，以及可能受到氫氣特性影響的儲存密封性的影響。正在進行的歐洲研究項目正在解決這些問題，其結果對于為未來的示范項目和工業部署提供信息非常重要。
三、項目建設周期長
地下天然氣儲存項目需要相當長的建設周期，鹽穴和枯竭儲層需要5至10年，含水層儲存需要10至12年。對于儲氫項目，可能會存在有更大的時間滯后，因為實踐經驗有限，而且只有一種鹽穴技術。雖然使用現有的天然氣儲存設施可以在允許的情況下快速運行，但鹽洞的沖洗時間為兩到五年。荷蘭的HyStock項目估計，整個過程不包括計劃階段從在調試之前授予許可證可能需要大約7年的時間。
四、受限于當地地質條件
當地的地質環境決定了地下儲氣設施的潛力。在潛力有限的地區，氫可以通過化學轉化過程 (例如氨，甲醇和LOHC) 作為液體載體大規模存儲，但是能量的轉換效率對應也會降低。
