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未来，特别是在能源转换过程中，氢也被认为是一种具有成本效益的长期储能/能源载体选择。与相同能量值的其他气体相比，氢气需要很大存储空间。氢在室温下的密度很低，仅为0.089 kg/m
3
。因此，氢的储存需要非常高的压缩压力或非常低的温度。氢的液化可以在-253°C下进行，并储存在绝缘罐中。氢气的压缩形式需要由于高压而具有大尺寸的重量级加压容器。目前，现场储存的运输成本还不经济。相反，氢是一种轻质双原子气体，与元素周期表第5族中的元素（如钽、钒和铌）一起具有高度易燃性和可渗透性。因此，这些不适合用于钢的锰、铝、钛和镁合金的材料大多容易发生氢脆，但可以用于储氢结构。另一方面，H
2
的质能密度较高，低热值下约为120 MJ/kg (= 33.33 kWh)，高热值下约为141 MJ/kg。然而，H
2
在环境压力下具有非常低的体积
密度：0.0107 MJ/L，
压缩在700Bar下约
5.6MJ/L，液氢约8MJ/L，与其他
类型的燃料相比都很低，如
柴油45.40 MJ/公斤(或38.6 MJ/L )，生物柴油42.20 MJ/公斤(或33 MJ/L ),液化天然气(液化石油气)丁烷49.10MJ/kg(或27.70 MJ/L),或天然气在环境压力53.60MJ/公斤(或0.0364 MJ/L)。因此，氢气的压缩和储存是其广泛应用的重要挑战之一。目前，多种储氢技术正在投入使用，有些还处于开发阶段(
下
图1
)。
对于高体积能量密度的氢必须以浓缩状态储存或在高压下压缩。钢罐或复合罐是将氢气储存在350-700Bar以下用于发电的存储容器。另有人研究了用于基于金属氢化物 (MH) 的储氢和压缩系统的 Ab5 型和 AB2 型金属杂化材料，这些材料在压力范围为 150-200 atm 的中小型储氢系统中非常有效。金属有机框架（MOFs）也是建议的储氢方法之一。MOFs 是一种晶体材料，具有高孔隙率、高比表面积和结构多变性，可通过物理吸附作用有效地吸附氢气。只要施加适当的热量或压力，就能轻松解吸所吸附的氢。
化学吸附是另一种储存氢的方法，在这种方法中，氢分子被分裂成原子，然后融入材料的化学结构中。MOFs 和多孔碳材料等多孔材料适用于氢气储存。还有人研究了基于聚乙烯（PE）内衬的高压四型复合容器，并建议在高压复合容器制造链的初始阶段对聚乙烯进行无损评估。
以氨的形式储存氢气是另一种可行的方法，因为氨的自燃温度为650 °C，高于氢气（520 °C）、甲烷（630 °C）和丙烷（450 °C）。氨在环境温度下呈气态，但液氨的储存和运输可在约 33°C 的温度下进行。相反，氢气的液化温度为零下253 °C。这一特点使得使用无压容器储存和运输氨成为可能。建议使用两种方法储存氨：第一种是将温度降至 33.4 °C，将压力保持在环境条件下。第二种是将氨的压力提高到 25°C 时的0.99MP。为了提高安全性，通过将氨与金属胺复合物（M(NH
3
)nXm）（如 Mg(NH
3
)
6
Cl
2
和 Ca(NH
3
)
8
Cl
2
）结合，也开发出了在固态条件下储存和运输氨的方法。这些络合物的储氢密度非常高，Mg(NH
3
)
6
Cl
2
约为 9.19 wt%，Ca(NH
3
)
8
Cl
2
约为 9.78 wt%。
二、氢的运输
氢气的运输是另一个重要问题，它对氢气的总成本、能源使用以及与氢气途径相关的排放都有很大影响。集中制氢情况下的氢气输送分为两个主要阶段。第一阶段是传输：将氢气从生产工厂输送到城市大门。第二阶段是氢气从城市大门输送到加氢站或终端用户。氢气可以通过管道、管式拖车甚至飞艇（飞艇或气球）以气态形式或通过低温罐以液态形式进行物理运输。不过，也可以氨、液态有机载氢体 (LOHC) 和金属氢化物或复合氢化物等化合物的形式运送氢气（
下
图2
）在距离小于 1500-3000 千米（取决于管道容量）的情况下，管道是最具成本效益的选择。液化氢、氨或低LOHCs通过船舶运输可作为长距离运输的替代方案。
目前，氢气管道总长度超过 5000 千米，大多为封闭系统，由大型商业氢气生产商所有。其中约 90% 的管道位于美国和欧盟，通常靠近工业消费中心，如炼油厂和化工厂。目前 90% 以上的氢气管道位于美国和欧盟。氢气管道是一个资本密集型项目，因为天然气管道需要高昂的前期成本。因此，高昂的初始资本成本和相关的投资风险会严重阻碍氢气管道系统的发展。此外，较厚的管道壁需要较大的直径。因此，新建氢气管道的建设成本要比相同直径的天然气管道高出 10%-50%。
下
表1
显示了不同直径管道在最大容量时的最大理论吞吐量。
根据欧洲氢气骨干组织的估计，氢气通过管道的平均陆上运输成本将在每1000公里0.11~0.21欧元/kgH
2
(0.12~0.23美元/kgH
2
)之间。通过管道运输氢气可以更有效地进行大规模和长距离的氢气进/出口。所有的运输方式，如LOHC、液氢(LH
2
)和氨，在转换/再转换基础设施方面都有很高的前期成本。该报告估计，船舶运输的成本是管道运输的3~5倍。例如，通过船舶从澳大利亚进口氢气到欧盟将花费1欧元/
kg
H
2
(1.10美元/
kg
H
2
)。
尽管如此，该管道并不是从澳大利亚向欧盟进口氢气的理想选择。管道的主要成本是管道资本成本、压缩机资本成本和压缩机的电力成本。最近一项关于土耳其氢气生产的技术经济方面和出口潜力的研究表明，在土耳其的总能源结构中，即使只用绿色氢气替代 5%的化石能源，也需要安装 36.3 GW的可再生能源容量。据估计，生产氢气并将其出口到周边国家，特别是欧盟，这种基础设施的总成本为 450 亿美元。
由于专用的氢气基础设施非常昂贵且耗时，在氢气管道和相关基础设施发展之前，天然气系统中掺氢可能是一个临时和过渡性的解决方案。通过不同路线从欧盟潜在邻国进口氢气的管道运输和船舶运输对比如
下图3
所示。
图3：从1号路线:北非到北欧和2号路线:沙特阿拉伯到东南欧进口氢气的海运和管道运输方式的案例方案比较。
通过管道运输氢气和使用船舶运输氢气的成本比较分析表明，通过管道运输氢气的成本效益（不同于成本的理解）是使用船舶运输氢气的 3~5 倍。氢气管道运输被认为是最具成本效益的运输方式，因为每 1000 公里的成本为 0.11-0.21 欧元/kg（3.3~6.3 欧元/MWh）。在欧洲和邻近地区的大部分距离上，这种方法比其他运输方法（包括氨、低浓氢和 LH
2
）更经济实惠。然而，管道运输对于从澳大利亚的进口并不可行，据估计，澳大利亚的船舶运输成本约为 1.0 欧元/kgH
2
（1.10 美元/kgH
2
）。最佳的能源运输方案取决于多种因素，如所需的终端能源载体、存储的可用性和成本、可再生能源供应特点以及网络拓扑结构。最后，对于氢气的大容量运输，管道的成本效益是通过架空输电线进行传统输电的 2 ~4 倍，这还不包括电力和氢气的存储成本。
从
下图4
中可以看出，通过10-20 Bar压力和25-30 cm直径的管道，在3000公里的距离内，压缩气体氢气的输送是最具成本效益的。然而，对于更远的运输距离，高达16000公里的液态氢运输和高达25000公里的LOHC运输是一种具有成本效益的运输选择。对于液氢的运输和加氢站，油罐车可以被广泛使用。这些油轮的容量为400-4000kg，通过油轮输送氢气的成本约为0.13欧元/千克(0.14美元/千克)。管道拖车的容量大多为300kg，压力为200Bar，主要用于向距离较短的配送区域的客户运送小规模货物。在文献中，通过无压缩成本的管道拖车运输氢气的估计成本约为0.6欧元/kgH
2
(0.66美元/kgH
2
)，距离为100公里。然而，考虑到压缩成本，最终的运输成本约为2.2欧元/kgH
2
(2.43美元/kgH
2
)。
总之，
既然氢被认为是清洁能源载体，我们就必须知道，目前仍有许多挑战需要进一步研究和开发。化石氢气生产过程中产生的排放物会对环境造成不利影响。氢的金属脆性导致的泄漏是氢储存和运输过程中的主要安全问题。气态或液态氢的泄漏可能会引起火灾、冷灼伤和大规模爆炸，
因为氢气在298 K时具有非常高的重力能量密度，为141.8 MJ/kg，而大多数燃料如汽油在298 K时为44 MJ/kg。
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