一個新的行業組織“歐洲氫之心(H2eart for Europe)”在其發布的報告中警告說，建立足夠的地下儲氫系統，為零碳電網提供長期靈活性，將需要投入180億至360億歐元(195億至390億美元)。

該組織聲稱，氫是唯一的零碳選擇，可以替代化石燃料的峰值發電，以管理不同季節甚至每年的可變可再生能源。

H2eart指出：“電池儲能容量相對較小，充放電速度快，足以提供短期靈活性。但這些技術由于儲能容量有限，無法提供長期靈活性”。

與此同時，更大的系統預計將非常昂貴，或者對環境產生重大影響，比如上游的鋰礦開采。

抽水蓄能和生物質發電廠可以在較長一段時間內提供可調度的電力，但被認為是“技術上可行的選擇，但規模不夠大，而且對地理位置的要求很高”。

因此，雖然H2eart預測到2030年將需要209TWh的額外短期儲能(可由電池滿足)，以及105TWh的每周或每月儲能，但它還預計將需要36TWh的長期儲能(即氫氣)。

H2eart還引用了另一個游說組織歐洲天然氣基礎設施(Gas Infrastructure Europe)尚未發表的一份報告的估計，該報告指出，到2030年，地下儲氫設施將需要開發40-50TWh的運營容量。

然而，H2eart只跟蹤了到2030年將開發的9.1TWh的新儲氫裝置。雖然到2040年，純氫存儲項目的規模將上升到22.1TWh，但到2040年，“基于整個歐洲對[可再生能源]部署的吸收，以及對氫氣需求的增加和對各個行業基礎供應的需求，存儲需求大幅增加”，盡管報告指出“目前尚不清楚這一差距究竟有多大”。

不同的地下儲氫設施成本差異很大

對于到2030年建造足夠的地下氫氣儲存，H2eart給出了極其廣泛的成本估算，部分原因在于不同儲存方式之間的成本差異，以及是重新利用現有資產還是新建。

鹽穴，或在自然形成的地下巖鹽層中建造的人工結構，有望提供最低的總儲存成本。

然而，該報告警告說，這些地區主要受地理位置的限制，主要集中在中歐北部國家，而開發的前期成本預計從樂觀的700歐元/MWh到更保守的1100歐元/MWh不等。

也有人提出利用現有巖洞，或利用在變質巖或火成巖中挖掘的結構，但報告警告說，“它們的成本很高，只能專門用于缺乏替代儲能選擇的地區的峰值設施”。H2eart估計，在樂觀的情況下，建造這些項目的成本將達到1000歐元/MWh，在保守的情況下，成本將升至1400歐元/MWh。

該報告還討論了枯竭的儲氣層和含水層，這兩者都是多孔的地下巖石結構，作為潛在的選擇，其資本支出遠低于鹽穴和巖洞。

在樂觀的情況下，兩者的成本為350歐元/MWh，而在保守的情況下，枯竭的氣藏的成本為550歐元/MWh，含水層的成本為700歐元/MWh。

H2eart還指出，枯竭的氣藏通常比鹽穴提供更大的存儲空間，并且根據它是新開發的還是改造的天然氣存儲設施，建造時間可以縮短一到兩年。

然而，盡管報告聲稱“它們長期儲存天然氣的歷史能力表明，它們有能力容納氫氣，與不斷變化的能源需求保持一致”，但報告也承認，在這一領域還需要做更多的研究。

阿伯丁大學最近的一項研究探索了在枯竭的Cousland氣田儲氫的可行性，得出的結論是，這個單獨的儲氫庫“是一個糟糕的地點，無法達到安全的地下氫氣儲存標準”。

其首席研究員John Underhill也在一份新聞稿中警告稱，英國氣田中天然存在的氫氣缺乏“引發了一個問題，即氫氣是否曾經存在并泄漏，至關重要的是，如果注入地下，氫氣是否會留在地下”。

H2eart在其報告中還警告說，氫氣和天然氣在壓縮方面具有不同的特性。

報告指出：“由于密度低，氫的流動速度更快，并表現出負焦耳-湯姆遜效應，即在膨脹過程中升溫，在壓縮過程中降溫。這與天然氣相反，天然氣和空氣一樣，壓縮時升溫，膨脹時降溫。”

報告補充說，這“對高壓下的存儲系統和壓縮機的設計有影響”，而現有設施的改造將需要在許可過程中考慮到相關安全概念。