现在绝大部分的氢气都被用作化工原料，用于相关行业(如化肥工业或炼油厂)。作为一种附属或中间产品，其生产制造和应用大都是就近发生，氢气的制取也没有脱离相关行业。而未来氢被当作能源利用的情况下其应用场景和规模将远超现在，以可再生能源为基础的大规模制氢将会独立出来，氢的制取与应用将不仅限于就近发生。由此大规模氢能储运体系的建立成为发展氢经济的基础和依托。
虽然氢气与其他各种燃料相比拥有最高的单位质量能量密度，低热值能量为33.3kWh/kg，但由于氢气是最轻的气体，标准状态下(0°C和1个大气压)，密度仅为0.0899 kg/m³，其体积能量密度仅为约3kWh/m³。鉴于这些特性，氢气需要通过额外的物理和/或化学转化过程以增加其体积能量密度，以便进行经济的运输和使用。
下表囊括了工业级氢储存和运输的所有可能性。包括：氢气的气态常压存储及高压存储，在低温条件下的物理液化氢的液态存储，以及化学形式下的氢存储。可能的化学液态氢存储系统中包括了氨和液态有机载氢体(LOHC，Liquid Organic Hydrogen Carrier)。从理论上讲，也可以使用金属氢化物使氢以固体形式结合。但由于这种存储技术面临诸如重量大和资源稀缺之类的若干困难，因此难于在大型存储系统中应用。
氢的不同存储和物流形式具有各自的优点和缺点。运输技术的最大经济运输距离，技术就绪程度和物流技术的经济可行性是评估技术潜力的重要指标。
气态氢的物流
鉴于氢在通常环境条件下的特性,气态氢运输为许多应用提供了最简单且通常能效为最高的解决方案。为了增大氢的运输效率，气态氢通常被压缩。在氢能汽车领域，高压储氢罐的最高压力可达到70MPa。而常规管道、存储和物流用的储气罐，压力则要低得多，一般为5–20MPa 。下表概述了气态氢运输模式及其通常的运输距离。
气态氢运输的最大缺点是体积能量密度较低。常压下的气态氢仅提供3kWh/m³的低热值能量。约70MPa的压缩氢气可使能量密度增加到约1200kWh/m³的低热值能量, 相对高于约500kWh/m?的锂离子电池。由于气态氢的体积能量密度相当低，因此长距离大规模使用交通工具的运输效率低下，此时管道成为一种可行的选择。在石油化工和化肥行业领域，局域性或地区性纯氢气管道已经使用多年，2016年在全球范围内的总长度超过4500公里。
管道运输需要考虑的是基础设施投入的问题，氢气专输管道单位长度投资大约是天然气管道的3倍。德国的策略是，充分利用现有天然气管网资源，从给天然气管道里掺氢气入手，再考虑将现有适合的管网改造成氢气专输，结合新建氢气管道，循序渐进建成氢气骨干网。德国现有天然气干线管道40,000公里左右，另外还有470,000公里的区域和本地分配网络。如果能利用好现有天然气管道基础设施的优势，将为德国的氢经济发展带来巨大效益。
掺氢或改造这两种途径目前还都存在一些局限和未知因素。在氢的混合比例低(约5–10%体积密度)的情况下，基本没有什么问题。但在高含氢或者纯氢的情况下，管道运输是否可行在很大程度上取决于每个管道的具体情况以及其终端应用设备应对气体特性变化的能力。就此德国正在展开一系列试验研究。比如目前德国天然气网络中允许的氢气混合比例为10%，试验项目“H2vorOrt”旨在到2025年将这一比例增加到20%。根据目前的研究，德国天然气运输行业对未来的氢气需求增长做出判断，认为现有的欧洲管道基础设施(经过适度改进)将足以应对未来的氢气运输需求。
氢气与天然气掺混对最终用户的影响不可忽视。举例来说，德国使用天然气作为汽车燃料的情况比较普遍，因此氢气与天然气掺混必须考虑这一终端应用场景。一般规定，天然气加气站所在的当地天然气配送网中不得超过2%的最大氢气体积浓度。这是因为掺入的氢对天然气汽车的钢制储气罐存在安全影响。不过，随着氢能应用的推广，钢制储气罐正在被耐氢材料储气罐替换。因此从中期来看，压缩天然气 (CNG) 加气站的氢气掺混上限可能会提高。另外，氢气与天然气掺混还需考虑天然气燃气轮机这一应用场景。根据燃气轮机制造商的不同，氢气的限值范围在1%到5%(体积)之间。当然，制造商也在为适应氢能的推广而努力，未来新的燃气轮机可使用更高氢气比例的燃气，甚至达到100%。
掺氢天然气的终端应用还涉及氢气的分离问题。从掺氢天然气中分离氢气主要有两种方法：吸附和膜技术。尽管膜技术尚未在大型工业应用中全面实施，但它比经典吸附方法具有一些优势。膜技术在纯度(产生的氢气)方面是可调节的，并且成本效率估计更好。另外，对于含氢量低于50%的氢气分离，吸附效率较低。
无论是在天然气管道中掺氢还是改造现有管道运输纯氢，都需要对管网进行系统性的检测与评估。该检测评估涵盖三个方面。第一，材料的耐氢性，包括系统中所有临氢部分的材料。第二，零部件(比如隔膜密封件、安全截止阀、压力调节器等)在临氢环境中功能是否受到影响。第三，系统的整体运行是否受到氢气的影响。
目前德国管道中氢气或天然气/氢气混合物的运输受德国能源工业法案 (EnWG) 的约束。德国高压气体管道条例 (GasHDrLtgV) 规定了对运输管道进行监测和测试的基本要求。技术细节在德国天然气和水技术与科学协会(DVGW)、欧洲工业气体协会 (EIGA) 的各种规定以及 DIN、EN和ISO标准中都有描述。例如，EIGA为氢气管道的维护提供了自己的建议(EIGA Doc. 121/14)：根据管道安装的类型、监测方法和其它当地影响因素(例如操作参数、氢浓度、材料特性、管道状况)，应用的间隔可以从几周到几年不等。但由于在该领域的主导作用，美国 ASME 标准目前仍被视为基准。
与天然气运输完全分离的氢骨干管网正在计划之中。“欧洲氢气骨干网计划”由23家欧洲天然气基础设施公司组成，共同规划泛欧专用氢运输基础设施。欧洲将利用这一基础设施实现其气候和能源目标。2020年7月发布的欧洲氢气骨干网报告表明，氢气的输送可以主要基于现有的天然气基础设施，结合投资建设新的专用氢气管道和压缩机站，以可承受的成本实现长距离的专用氢运输。根据计划，专用氢基础设施将从2020年开始开发，到2040年左右形成一个互连的专用氢运输基础设施，延伸至欧洲所有地区。
未来欧洲的氢气将主要依赖从风光电资源丰富的地区(譬如太阳能资源丰富的北非和中东地区)进口电解水制的氢，而后通过氢气专用管道将氢气输送到欧洲。23家天然气网络运营商在2021年6月的研究报告中称，通过管道长距离运输氢气的平均价格为0.11-0.21欧元/千克·1,000公里，比通过船运便宜。如果氢气通过海运从北非到欧洲，其成本预计是管道运输的三至五倍。
报告还比较分析了替代方案——“通过输电线路输送电力”的成本。结果表明，在长距离传输时，输电的成本是输送氢气的二至四倍。其中，电力和氢的存储成本并未考虑在内。
液氢的物流
分子氢在通常的环境条件下不会以液态形式呈现。因此，液态氢的储存和运输需要额外的物理和/或化学转化过程。
氢气在1个大气压时，在-253°C(20K)以下的温度液化。与30MPa的气态氢相比，氢的低温液化带来的好处是将其体积能量密度提高到了三倍以上(30Mpa时氢的单位体积能量低热值为750kWh/m³，液态氢的单位体积能量低热值为2417kWh/m³)。这使得液化氢成为在需要高体积能量密度时的首选方案。然而与常规液体燃料(例如柴油或喷气燃料)相比，液化氢的体积能量密度仍然很低(柴油的单位体积能量低热值为10,000kWh/m³)。但液化氢仍可以在重载公路运输、海上运输和部分航空领域中成为可行的燃料。
另一种广泛讨论的方案是使用船舶运输大量液化氢。与使用船舶运输传统的液化天然气相似，液化氢也可以远距离运输。然而液态氢通常不可能直接应用，因此需要在使用地点进行再气化。与液化天然气的温度(约-160°C)相比，液化氢的温度要低得多，并且具有不同的物理和化学性质，因此液化氢的运输在技术上要求更苛刻。目前日本的氢能海上运输液氢的示范项目“HySTRA”正在澳大利亚和日本之间超过9000公里的距离上进行示范运行。
氨作为氢载体
氨(NH3)作为富氢分子，用它作为能量载体是氢液态运输的另一种可能性。生产氨的最常见工艺(哈伯-博施法) 已有一百多年的历史了，现在仍主要用于化肥生产。氨可以在-33°C的温度下进行液化，这比液化氢要方便得多。另外，氨也可以在通常的20°C环境温度和约0.9MPa 的压力下液化。在常规的氨运输中，通常选择冷却和加压存储的组合。液氨的氢体积密度是液化氢的约1.5倍 (液氨在0.1 MPa和-33°C时的体积氢密度约为120kg/m³;液氢在0.1 MPa和-253°C时的体积氢密度约为70kg/m³)。因此与液化氢相比，同等体积的氨可以输送更多的氢。
使用海上运输或管道进行工业级的氨运输已经有较长发展时间。在全球大约有120个港口设有氨进出口设施，在美国有大规模输氨主干管道 (NuStar氨运输管道，全长约3200公里);在俄罗斯也有大规模输氨主干管道(Togliatti-Odessa氨管道，全长约2,000公里)。
氨用作载氢体时，其总转化效率比其它技术路线要低，因为氢必须首先经化学转换为氨，并在使用地点重新转化为氢。氢-氨-氢转化和再转化过程中的能耗与氢所含能量之比约为35%，与液化氢相似 (氢液化的能耗与氢所含能量之比约为30%~33%)。
液态有机载氢体作为载氢体
液态有机载氢体(Liquid Organic Hydrogen Carriers，缩写为LOHC)为氢运输提供了另一个有希望的选择。在LOHC中 , 氢化学键结合到有机烃载体分子上(氢化)，并可以逆向过程(脱氢)释放出来。LOHC分子通常由芳香族和非芳香族碳环结构组成，例如甲基环己烷(MCH) 。甲基环己烷(MCH) 当脱氢为甲苯时会释放氢(如下图所示)。
常见的LOHC系统: 诸如甲基环己烷(MCH)、二苄基甲苯(DBT)或十氢萘/萘酚等通常在一个相当宽松的标准条件下以液体形式存在，无论是氢化形式还是脱氢形式，它都与常规化石燃料(如柴油)具有相似的物理性质。鉴于其与常规液体燃料的物理相似性，在现有基础设施内LOHC具有容易使用和方便运输的潜力。
为了形成LOHC循环，必须将脱氢后的LOHC运回加氢工厂，对于散装运输(海运，公路和铁路)，这意味着车辆必须在两个方向上运输液体;对于管道运输，则需要第二条管道将脱氢的LOHC返回加氢工厂。LOHC系统的另一个缺点是它们在氢化反应中是放热反应，而在脱氢过程中是吸热反应。因此在脱氢的地点，需要额外的能源(热)，最好有特别廉价的热源，如废热。在脱氢过程中，如果没有其它热源，则需要用一部分氢气产生热量，在这种情况下LOHC的整体效率会进一步降低。
现在在德国已经研发出了直接使用LOHC的氢燃料电池。在这种氢燃料电池中，脱氢工艺在氢燃料电池中实现，这样不仅将这两个反应过程一体化，而且可将氢燃料电池发电产生的废热用作脱氢所需要的热量。不过这种氢燃料电池的实验原型功率还很小，何时能够投入实用现在还很难说。
与LOHC系统的技术经济性密切的主要特征值是：
氢容重：以质量分数 (wt%) 表示的氢容量显示了可释放氢气的质量与氢化 LOHC 的总质量之比。具有更高的氢气容量，可以用相同质量的 LOHC 运输更多的氢气，因此是 LOHC 系统最重要的因素之一。
反应焓：以 kJ/mol H2 为单位的反应焓表示在加氢反应中释放的能量值，并且在脱氢反应中所需的能量值。特别是对于脱氢反应，低反应焓导致低外部能量需求，从而提高过程的整体效率。
熔点和沸点：熔点和沸点是衡量 LOHC 系统实际适用性的重要指标。熔点太高会导致物质在低温甚至在正常条件下固化，这严重限制了对物质进行合适的处理。然而，沸点太低会导致正常条件下的高蒸气压，从而导致蒸发造成的高损失。
上表给出了目前四种最有前景的LOHC与技术经济密切相关的主要特征值：
现在欧洲已经开始了使用LOHC的氢能示范工程，包括使用LOHC作为氢源的加氢站，装载LOHC作为氢源的氢能船舶和铁路机车。在移动设备上装载LOHC而不是氢气罐，大大提高了移动设备的安全性。
