盐穴 / 枯竭油气藏储氢技术研究调研报告

报告编号：OGF-A-009 出品方：经纬智汇信息咨询有限公司 报告日期：2026 年 6 月 保密级别：内部参考（限管理层、技术团队及核心合作方） 版本：V1.0 报告字数：约 13,500 字

执行摘要

地下储氢（Underground Hydrogen Storage，UHS）是破解氢能"大规模、长周期、低成本"储运瓶颈、支撑可再生能源消纳与新型能源体系建设的关键基础设施技术。本报告聚焦盐穴储氢与枯竭油气藏储氢两条主线，兼顾含水层与衬砌岩洞两种补充路线，从技术原理、核心瓶颈、全球示范工程、经济性、政策标准、竞争格局、专利壁垒到未来趋势进行系统性深度剖析，并为能源企业的立项、选型与投资决策提供分层行动建议。

五条核心结论如下：

第一，盐穴储氢是当前唯一实现商业化成熟运行的纯氢地质储存方式。英国 Teesside 盐穴自 1972 年、美国德州 Clemens / Moss Bluff / Spindletop 三座盐穴自 1980 年代至 2017 年陆续投运，累计运行经验逾五十年。盐岩的蠕变自愈合、极低渗透率与化学惰性使其成为理想储氢介质，平准化储存成本（LCOS）约 0.8 美元/千克氢，显著优于枯竭油气藏（约 1.5 美元/千克）与地上储罐（5–15 美元/千克）。

第二，全球已进入示范工程密集落地期。美国 ACES Delta（一期工作气 11,000 吨、目标全球最大单一储氢设施）、荷兰 HyStock、德国 H2CAST Etzel（已注入约 90 吨纯氢）、英国 Aldbrough、法国 HyPSTER 等项目领跑欧美；奥地利 RAG USS 2030 完成全球首次枯竭气藏 100% 纯氢储存验证。

第三，中国实现"从 0 到 1"的关键突破。2026 年 4 月 25 日，我国首个百万方级盐穴储氢示范工程在河南平顶山投产运行，由中科院武汉岩土力学研究所主导、中国平煤神马集团建设，首次利用层状盐岩建库，攻克抗氢脆套管与井口密封瓶颈，关键核心设备实现 100% 国产化。

第四，核心技术瓶颈集中于氢气的特殊物性与地下环境的复杂交互。氢分子小、扩散系数高（盐岩中为甲烷的 6.42–12.35 倍）带来泄漏与指进风险；微生物消耗在枯竭藏中现场实证损失约 16%、数值模拟极端情形高达 56%；氢脆威胁井筒完整性；全球范围内地质储氢专用标准与法规系统性缺失。

第五，市场前景广阔但预测分歧显著。各机构对 2035 年全球地下储氢市场规模预测从 73 亿美元到 150 亿美元不等，CAGR 从 9.2% 到 28% 不等，高度依赖绿氢规模化假设；欧洲权威测算显示 2030 年最优部署需求约 45 TWh、2050 净零情景近 300 TWh，投资缺口巨大。

关键风险提示：市场预测可信度参差、成本数据高度情景依赖、枯竭藏与含水层工程尺度验证不足、标准缺失带来合规不确定性。

核心行动建议：拥有盐岩资源且邻近可再生能源富集区的企业应优先布局盐穴储氢（1–3 年）；将枯竭油气藏作为超大规模季节性储能的中长期补充（3–7 年）并先行完成微生物与遗留井专项评估；规避含水层路线；抢占全球标准与专利空白窗口期。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

在"双碳"目标与全球能源转型背景下，氢能被广泛视为难以电气化领域深度脱碳的关键载体。然而，氢能产业链的"制—储—输—用"四环节中，储存环节是制约规模化的核心短板之一。可再生能源（风、光）发电具有强间歇性与季节性，夏季富余、冬季短缺，而绿氢生产又与之高度耦合，由此产生巨大的"季节性供需错配"。地上高压储罐与液氢储存成本高昂、容量有限，难以承担月度乃至季度尺度的大规模缓冲职能。

地下储氢利用盐穴、枯竭油气藏、含水层等地质构造，以单库十万至百万吨级的潜在容量、数美元乃至更低的单位储存成本，成为唯一在技术与经济上同时可行的大规模长时储能方案。对于油气企业而言，地下储氢更具备独特的战略意义：盐穴造腔、储气库运营、油气藏管理是其传统核心能力，地下储氢是油气资产向新能源平滑转型、复用既有井筒与地面设施、延续地质工程优势的天然路径。

1.2 核心调研问题

本报告围绕以下关键问题展开：

其一，盐穴储氢与枯竭油气藏储氢的技术原理、成熟度与适用边界各自如何？二者是替代关系还是互补关系？

其二，制约地下储氢规模化的核心技术瓶颈是什么？泄漏、微生物消耗、氢脆等问题的真实严重程度如何，工程上能否管控？

其三，全球已有哪些代表性示范工程？其规模、成本、运行数据揭示了怎样的产业化进度？中国处于何种位置？

其四，地下储氢的经济性边界在哪里？什么条件下投资成立？市场规模与增长前景如何？

其五，政策、标准、专利环境对产业化构成怎样的支撑或约束？企业应如何把握窗口期？

1.3 调研范围界定

• 技术范围：以盐穴储氢、枯竭油气藏储氢为主线，含水层储氢、衬砌岩洞储氢为对照。聚焦纯氢储存，兼顾天然气掺氢储存。
• 地域范围：全球视野，重点覆盖欧洲（荷、德、英、法、奥）、美国、中国，兼及阿根廷等。
• 时间范围：全时间轴。回溯 1970 年代盐穴储氢起源，剖析当前示范工程进展，预判未来 12–36 个月及更长期演进。
• 颗粒度：宏观（产业趋势、政策格局）、中观（细分市场、竞争格局、产业链）、微观（具体项目、企业、技术、专利案例）多层次结合。

1.4 调研方法说明

本报告采用多源信息交叉验证方法，信息来源涵盖：国际权威机构报告（IEA、GIE、USEA、欧盟委员会、美国 DOE）、同行评议学术期刊（Nature 系列、International Journal of Hydrogen Energy、Applied Energy、Energy 等）、企业与项目官方资料、专利数据库（USPTO、Google Patents）、行业媒体与政策文件。所有关键数据均标注来源机构与年份。研究遵循"定性 + 定量结合、数据支撑观点、案例佐证结论、结论后置"的原则，先铺陈分析与数据，最后凝练结论与建议。

02 · 技术现状全景

2.1 技术定义与核心原理（白话版）

地下储氢（UHS），即把氢气大规模注入地下地质构造中储存、需要时再采出的技术。其本质是把地球深部的天然或人造"地质容器"当作超大号"氢气罐"。相比地上钢罐，地质容器的容量大几个数量级、单位成本低一两个数量级，是大规模、长周期储氢的唯一现实选择。

根据储存的地质介质不同，UHS 分为四种主要方式：

盐穴（Salt Cavern）——在地下盐丘或层状盐岩中，通过注入淡水溶解盐岩、抽出盐水的"水溶造腔"工艺，人工开挖出一个雪茄状的大洞穴，再向其中注氢。盐岩有三大"天赋"：一是化学上不与氢反应（化学惰性），保证氢气纯度不被污染；二是极其致密、几乎不透气（极低渗透率），氢气跑不出去；三是在地层压力下会缓慢"流动"并自动闭合裂缝（蠕变自愈合），密封性长期可靠。这使盐穴成为公认最理想的储氢容器。

枯竭油气藏（Depleted Gas/Oil Reservoir）——把已经开采殆尽的油气田当作储氢容器。它的最大优势是"现成的"：圈闭构造、盖层密封性已经被千百万年的油气封存所验证，井筒和地面设施可以直接复用，初期投资省。但麻烦在于储层里残留的油气会和氢气混在一起，采出来的氢气纯度低、需要提纯；而且储层环境复杂，微生物会"吃掉"一部分氢气。

含水层（Aquifer）——把地下含水的多孔砂岩层当容器。分布最广、潜在容量最大，但圈闭和盖层从未经过油气封存验证，风险和不确定性最高，目前几乎没有纯氢示范案例。

衬砌岩洞（Lined Rock Cavern，LRC）——在坚硬岩石中开挖洞穴并衬上钢或聚合物内衬。选址灵活、不依赖盐层，但造价最高。

2.2 四种地下储氢方式技术对比

下表综合伦敦地质学会综述（2022）、美国能源协会 USEA 报告（2023）及多篇技术经济分析整理：

*图 2-1 四种地下储氢方式技术经济雷达对比图*

2.3 盐穴储氢核心原理深度解析

盐岩（halite，主要成分 NaCl）的物理化学特性是盐穴储氢可行性的根基。据 MDPI Sustainability《盐穴地下储氢综述》（2025）与 Nature Scientific Reports（2024）：

蠕变特性与自愈合：盐岩在围压作用下表现为黏塑性流动（蠕变），能够缓慢闭合开挖或运行中产生的微裂缝，使腔体壁面长期保持完整密封。这一"自愈合"能力是其他岩体不具备的独特优势，确保数十年运行周期内密封性不衰减。

极低渗透率：完整盐岩的渗透率极低（通常低于 10⁻²⁰ m²），从根本上阻止氢气分子的渗漏扩散。

化学惰性：盐岩不与氢气发生化学反应，储存过程中不引入杂质，保证采出氢气的高纯度，这对下游燃料电池等高纯度要求场景至关重要。

造腔工艺（Solution Mining）：通过钻井向盐层注入淡水，溶解盐岩并抽出饱和盐水，逐步在地下形成雪茄状腔体。据 MDPI（2025），造腔开发成本约 1–2 美元/立方米储存容量，远低于其他地质储存方式的建设成本。造腔产生的大量盐水需妥善处理，是环境与成本的考量点。

垫底气与工作气：垫底气（cushion gas）用于维持腔内最低压力以保证腔体稳定，工作气（working gas）才是可循环注采的有效储量。盐穴的垫底气需求在四种方式中最低，是其关键经济优势。英国 Teesside 采用独特的"压力维持法"，不使用垫底气，而通过"注氢排卤、注卤采氢"维持腔内约 4.5 MPa 恒压。

2.4 枯竭油气藏储氢核心原理深度解析

枯竭油气藏储氢的核心逻辑是"复用"。据 USEA（2023）：

圈闭与盖层：油气藏之所以能在地下封存油气数百万年，依赖其上方致密盖层（如泥岩、盐岩）与构造圈闭。这一密封体系已被自然界长期验证，是枯竭藏储氢的天然优势。但需注意，氢分子远小于甲烷，盖层对氢的密封性需重新评估。

现有设施复用：枯竭藏储氢可直接利用已有的探井、生产井与地面集输、处理设施，大幅降低初始资本投入，这是其相对盐穴的核心经济优势。

残余油气相互作用：储层中残余的甲烷可部分充当垫底气，降低额外注气成本；但残余烃类会与注入的氢气混合，导致采出气纯度下降，需要地面提纯装置。残余油的存在还可能引发更复杂的多相流与地球化学反应。

储层非均质性：枯竭藏的孔隙度、渗透率空间分布不均，影响氢气的注入扩散与采出回收效率，是工程设计的难点。

2.5 氢气与天然气地下储存的关键差异

氢气并非"另一种天然气"，其物性差异决定了储存行为的根本不同。据 Springer 扩散测量研究（2024）与 ScienceDirect 分子动力学研究（2025）：

扩散系数高：在水中，氢、氦、甲烷的扩散系数分别约为 6.7、9.6、2.8×10⁻⁹ m²/s。在盐岩中，氢的扩散系数为甲烷的 6.42–12.35 倍（333.15 K、15 MPa 条件下）。这意味着氢气更容易通过盖层、井筒、腔壁扩散逃逸。

密度低、黏度低：氢气密度远低于甲烷。在含水层中，氢与地层水的密度差可达 937 kg/m³，导致"重力超覆"（gravity override）——氢气向构造顶部聚集，影响储采均匀性。

指进（viscous fingering）：氢气黏度低，在驱替地层流体时前缘不稳定，形成手指状突进，加剧氢气与原位流体（盐水、残余烃）的混合，增加损失与提纯难度。

这些特性共同导致氢气在泄漏、混合、损失方面的风险显著高于天然气，是地下储氢区别于成熟天然气储库技术的根本挑战所在。

2.6 发展脉络与成熟度评估

*图 2-2 全球地下储氢技术发展时间轴*

从成熟度看，盐穴储纯氢技术就绪度（TRL）最高，已达商业运行级（TRL 8–9）；枯竭油气藏储纯氢经 RAG 验证可行，处于 TRL 6–7 示范阶段；含水层储纯氢仍处实验室与概念阶段（TRL 3–4）；衬砌岩洞处于示范阶段。整体而言，地下储氢正处于"盐穴商业化引领、多孔介质示范跟进、中国快速追赶"的产业化前夜。

2.7 国内外整体发展现状

国际：欧美依托五十年盐穴运行经验与成熟的标准、专利、工程服务体系，已建成多个商业盐穴并密集推进示范项目，欧盟通过 REPowerEU、欧洲氢能骨干网（EHB）等顶层设计明确储氢需求，美国通过 IRA 45V 与区域氢能枢纽提供强力激励。

国内：中国 2026 年才实现首个百万方级工程，起步晚约五十年，但通过平顶山项目实现层状盐岩储氢突破与关键设备国产化，且依托全球第一的可再生能源装机和最大制氢国地位，具备快速追赶的产业基础。中国盐岩多为层状、夹层多、品位低，地质条件比欧美盐丘更复杂，技术挑战更大。