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Zone d'analyse :  ville métropolitaine d'Ulsan

Zones principales :  Nam-gu, Buk-gu, Ulju-gun

Ordre du jour : Achèvement de la démonstration et niveau de conversion des revenus commerciaux dans l'industrie de l'hydrogène et de l'énergie

Type de période faste : Risque de conversion des infrastructures en revenus

Date de référence : 28/08/2026

Version : Regional AX Golden Time Intelligence v3.2
 

En mars 2026, Ulsan devrait posséder environ 48 % de la production nationale d'hydrogène, 198 km de gazoducs, 16 stations de recharge et 3 619 véhicules électriques à hydrogène. Bien que l'infrastructure de production, de transport, de recharge et d'utilisation soit la plus concentrée du pays, les revenus de l'industrie de l'hydrogène, les taux de retour sur investissement des sociétés privées et les bénéfices d'exploitation des entreprises spécialisées ne sont pas publiés au niveau régional. Même entre 2026 et 2028, si ces installations ne génèrent pas de revenus, d'exportations ou de contrats récurrents, seuls les coûts d'entretien de l'infrastructure s'accumuleront.  Si Ulsan est une région leader en matière d'infrastructures hydrogène, elle n'est pas considérée comme une région leader en termes de revenus générés par l'hydrogène.

En 2024, le marché de la production d'électricité à partir d'hydrogène propre s'est ouvert avec une capacité de 6 500 GWh, mais le volume des demandes s'élevait à 6 171,68 GWh, tandis que le volume final attribué n'a atteint que 750,48 GWh. Bien que le secteur de l'hydrogène soit passé de projets de démonstration subventionnés à un marché de contrats à long terme, sélectionnés en fonction du prix et des capacités de mise en œuvre, les volumes attribués aux entreprises et centrales électriques d'Ulsan ne sont pas confirmés dans les résultats publiés. Si les prix des offres et les capacités d'approvisionnement en hydrogène propre restent inchangés au cours des deux à trois prochaines années, l'entrée sur le marché des entreprises ne possédant qu'une expérience de démonstration sera retardée.  Les critères d'évaluation du secteur de l'hydrogène ont évolué : de la construction d'installations, ils privilégient désormais les volumes contractuels obtenus par appel d'offres.

Le projet Ulsan Hydrogen City a achevé sa première phase pilote en 2024 et investit 29,5 milliards de wons dans des projets de suivi entre 2025 et 2028. Ces projets visent à promouvoir l'installation de 11,9 km de canalisations, l'approvisionnement direct des stations de ravitaillement en hydrogène et la démonstration de tracteurs électriques à hydrogène. Bien que le projet se soit étendu, passant de démonstrations résidentielles et de piles à combustible sur des sites isolés à des interconnexions impliquant des complexes industriels, le ravitaillement et la logistique, sa viabilité commerciale, évaluée en termes de volume des ventes, de réduction des coûts de transport et de taux d'utilisation des installations, reste à confirmer. Si un modèle de revenus n'est pas établi d'ici le début des essais en 2028, un décalage existera entre la fin de la phase de démonstration et le lancement des opérations pour le secteur privé.  Si Ulsan Hydrogen City est en pleine expansion, elle n'est pas encore prête pour une exploitation commerciale.

L'installation de transport d'hydrogène d'Ulsan Capro dispose d'une capacité de 1,78 tonne par heure et d'un maximum de 43 tonnes par jour, présentée comme suffisante pour recharger environ 8 500 véhicules Nexo. Bien que l'infrastructure se soit étendue à la vente d'hydrogène issu de la production de matières premières internes de complexes industriels vers des centres de mobilité et de consommation externes, le volume quotidien moyen de transport, le prix unitaire contractuel et le taux d'utilisation de l'installation n'ont pas été communiqués. Si la croissance de la demande ne suit pas le rythme de la production pendant deux à trois ans, cette importante capacité de transport restera inutilisée plutôt que rentable.  La capacité d'approvisionnement a été vérifiée, mais la capacité d'absorption du marché reste à confirmer.

La production d'hydrogène à grande échelle d'Ulsan repose sur l'hydrogène sous-produit du raffinage du pétrole et des procédés pétrochimiques. Cette structure est telle que l'hydrogène est fourni comme sous-produit des industries d'énergies fossiles existantes, et non comme source d'énergie indépendante. De plus, la part du volume de production ayant obtenu la certification « hydrogène propre » n'est pas divulguée. Si les normes de certification « hydrogène propre » et d'émissions de carbone des produits sont renforcées entre 2026 et 2028, la ville ne pourra pas accéder au marché haut de gamme, même avec un volume de production total élevé.  Si l'avantage d'Ulsan en termes de volume de production est incontestable, son avantage en matière de propreté reste à démontrer.

Si la production de raffinage du pétrole et de produits pétrochimiques diminue, la quantité d'hydrogène produite comme sous-produit sera également affectée par l'approvisionnement en matières premières et les taux d'utilisation des installations. Bien que l'approvisionnement en hydrogène soit lié aux industries existantes confrontées à une crise, la rapidité de leur remplacement par des sources d'hydrogène bas carbone reste incertaine. Si les réductions de la production pétrochimique coïncident avec une augmentation de la demande en hydrogène au cours des deux à trois prochaines années, Ulsan se retrouvera dans une situation paradoxale : ville productrice, elle dépendra alors d'hydrogène propre importé.  L'avantage concurrentiel lié à l'hydrogène produit comme sous-produit est un avantage conditionnel qui pourrait s'affaiblir avec la restructuration de l'industrie pétrochimique.

Le gazoduc d'hydrogène d'Ulsan, long de 198 km, constitue une infrastructure physique capable d'assurer un approvisionnement continu et à grande échelle, surpassant ainsi le transport par camions-citernes. Bien que la concurrence dans la distribution d'hydrogène se soit déplacée du transport individuel vers les réseaux interconnectés par gazoduc, les taux d'exploitation par gazoduc, les coûts de transport et les recettes issues des redevances d'utilisation privée ne sont pas divulgués publiquement. Si le raccordement de nouvelles sources de demande est retardé de deux à trois ans, les coûts de maintenance et de gestion de la sécurité augmentent avant même que le réseau ne bénéficie des avantages.  Bien que la longueur du gazoduc soit un atout concurrentiel, elle n'est pas considérée comme une source de revenus tant que son taux d'utilisation n'est pas vérifié.

Le nouveau projet de gazoduc de 11,9 km, dont la mise en service est prévue pour 2028, comprend des raccordements à Hyomun, une station de recharge, le complexe industriel automobile et Hyundai Heavy Industries. Bien que le réseau de gazoducs, initialement conçu à titre de démonstration pour les particuliers, réponde désormais à la demande des secteurs de l'automobile, de la construction navale et de la logistique, les quantités minimales d'achat et les contrats d'approvisionnement à long terme pour chaque secteur demandeur n'ont pas été communiqués. Si la demande contractuelle n'est pas garantie d'ici la mise en service des essais en 2028, les raccordements physiques et économiques seront démantelés.  Malgré l'amélioration de l'accessibilité pour les industries consommatrices grâce à l'expansion des infrastructures d'Ulsan, la rentabilité à long terme n'est pas assurée.

Ulsan a achevé la construction de sa Cité pilote de l'hydrogène en 2024 et a été sélectionnée la même année pour le projet de Cité de l'hydrogène suivant. Si la répétition des démonstrations permet d'accumuler de l'expérience en matière de technologie, de sécurité et d'exploitation, la structure du projet repose à nouveau sur un investissement de 29,5 milliards de wons provenant de fonds nationaux et municipaux. On ne compte aucun cas avéré d'opérateurs privés s'étant développés sans investissement public, ni aucun retour sur investissement. Si le projet suivant se termine également sous forme d'initiative publique après deux ou trois ans, la continuité de la démonstration ne se traduira pas par une continuité du marché. Bien que  la Cité de l'hydrogène d'Ulsan ait réussi à étendre ses démonstrations, elle n'est pas considérée comme une industrie financièrement indépendante.

La démonstration de trois tracteurs électriques à hydrogène illustre parfaitement l'expansion de la demande, des véhicules particuliers à la logistique industrielle. Si les applications de l'hydrogène se sont étendues de la mobilité des passagers aux ports, aux usines et au transport longue distance, les données relatives au coût total de possession, au temps de charge, aux taux d'utilisation et aux coûts de maintenance, comparés à ceux du diesel, sont encore en cours d'accumulation. À moins que l'écart économique ne se réduise d'ici 2028, les démonstrations de véhicules ne déboucheront pas sur des achats à grande échelle.  La mobilité industrielle à hydrogène est actuellement en phase de démonstration opérationnelle et le marché des véhicules commerciaux reste encore à développer.

En 2024, le volume initial du marché de la production d'électricité à partir d'hydrogène propre était de 6 500 GWh, mais le volume effectivement attribué s'élevait à 750,48 GWh, soit environ 11,5 % du volume initial. Malgré l'ouverture du marché des achats publics, les volumes ayant satisfait aux critères de prix et autres, ainsi que les conditions commerciales, sont restés limités. Le principal obstacle à la production d'électricité à partir d'hydrogène n'est donc plus l'absence de marché, mais la viabilité économique et la stabilité des approvisionnements. La capacité de production d'Ulsan n'a pas encore démontré sa capacité à remporter des appels d'offres sur le marché de la production d'électricité. Si des contrats d'approvisionnement en combustible compétitifs ne sont pas conclus d'ici deux à trois ans, les contrats de production d'électricité à long terme seront attribués à d'autres chaînes d'approvisionnement.  Bien que le marché de la production d'électricité à partir d'hydrogène propre soit désormais ouvert, il n'est pas encore considéré comme compétitif en termes de prix.

Les contrats de production d'électricité à partir d'hydrogène propre sont structurés avec une période de préparation de trois ans et une période de transaction de quinze ans, durant laquelle l'exploitant supporte une part importante des fluctuations des coûts du combustible, des taux de change et des tarifs du fret maritime. Bien que la structure des revenus soit passée de subventions à court terme à une gestion à long terme des risques liés aux prix et à l'approvisionnement, la structure contractuelle dans laquelle les producteurs d'hydrogène et les entreprises énergétiques d'Ulsan gèrent conjointement ces risques n'a pas été divulguée. Si l'entreprise est exclue de la concurrence pour les contrats à long terme entre 2026 et 2028, elle perdra simultanément sa base de revenus pour les quinze années suivantes.  Le moment décisif pour la production d'électricité à partir d'hydrogène se situe au moment de la conclusion de ces contrats à long terme, et non au moment de la construction de la centrale.

En mars 2026, Ulsan disposait de 3 619 véhicules électriques à hydrogène et de 16 stations de recharge. Initialement axée sur les véhicules particuliers et les véhicules gouvernementaux, la plateforme s'étend désormais aux véhicules utilitaires et à la logistique industrielle. Toutefois, les ventes d'hydrogène par véhicule, le seuil de rentabilité des stations de recharge et le taux de croissance du parc automobile privé ne sont pas communiqués publiquement. Si l'adoption des voitures particulières stagne pendant deux à trois ans et que la transition vers les véhicules utilitaires est retardée, la rentabilité du réseau de recharge restera faible.  Bien que le nombre de véhicules et l'étendue du réseau de recharge figurent parmi les plus importants du pays, aucun marché de la recharge indépendant ne s'est encore développé.

Les stations de recharge alimentées par pipeline sont conçues pour réduire les coûts de transport des semi-remorques et l'emprise au sol. Bien que l'efficacité de ce mode d'approvisionnement se soit améliorée, le pipeline ne suffit pas à combler l'écart de prix des véhicules, de coût du carburant et de variété par rapport aux véhicules électriques. À moins d'une augmentation de l'offre de véhicules finis et des achats par les opérateurs de transport au cours des deux à trois prochaines années, les gains d'efficacité de l'approvisionnement ne compenseront pas le manque de demande.  À Ulsan, le principal obstacle au développement de la mobilité hydrogène n'est plus le manque d'infrastructures de recharge, mais la demande de véhicules et les contraintes économiques liées au transport.

Le complexe industriel national d'Ulsan Mipo a été désigné zone spécialisée dans l'énergie distribuée en 2025. Une structure a été proposée pour alimenter les entreprises pétrochimiques et les centres de données d'IA grâce à une capacité de cogénération de 300 MW et à la vente directe d'électricité. Bien que le modèle économique de l'énergie soit passé de la possession d'installations de production à la vente directe d'électricité aux entreprises consommatrices, la part de la cogénération dans l'offre initiale reste supérieure à celle de l'hydrogène. Tant que le volume effectif d'électricité décarbonée produite à partir d'hydrogène vert ne sera pas confirmé dans les deux à trois prochaines années, l'hydrogène demeurera une solution à long terme.  La zone spéciale d'énergie distribuée d'Ulsan a intégré le modèle de revenus de l'électricité, mais son intégration avec celui de l'hydrogène reste incomplète.

Un plan a été présenté pour utiliser l'énergie frigorifique inexploitée des terminaux GNL pour le refroidissement des centres de données et pour assurer la transition vers les énergies renouvelables et l'hydrogène vert. Bien que la concurrence énergétique soit passée de la vente d'un combustible unique à des offres combinant électricité, chaleur, énergie frigorifique et carbone, les informations divulguées concernant l'ampleur confirmée de l'attractivité des centres de données et les contrats de transaction directe restent limitées. Si les sources de demande réelles ne sont pas raccordées d'ici 2028, le modèle énergétique combiné restera un simple projet.  La structure de convergence énergétique d'Ulsan est très originale, mais le niveau de vérification des contrats est faible.

Ulsan représente environ 48 % de la production nationale d'hydrogène, dispose de 198 km de pipelines, de 16 stations de recharge et d'une expérience en matière de gestion d'une ville à hydrogène. Bien que le niveau de préparation soit établi pour l'ensemble du cycle d'infrastructure (production, transport et utilisation), la proportion d'hydrogène propre, les taux d'utilisation des pipelines, la rentabilité des stations de recharge et les revenus récurrents ne sont pas divulgués. À moins que les indicateurs opérationnels ne se traduisent par des indicateurs de rentabilité dans les deux à trois prochaines années, l'avantage en termes de préparation ne se traduira pas par un avantage en termes de viabilité commerciale.  Le niveau de préparation matérielle est jugé « très élevé », tandis que le niveau de préparation commerciale est jugé « partiellement vérifié ».

En 2026, Ulsan a sélectionné 11 entreprises prometteuses spécialisées dans l'hydrogène afin de former un groupement couvrant l'ensemble de la chaîne de valeur : production, stockage, transport et utilisation. Bien que le nombre d'entreprises participantes ait augmenté, l'ampleur du chiffre d'affaires total, des exportations, des investissements privés et des achats ultérieurs pour ces spécialistes locaux de l'hydrogène reste incertaine. Si les entreprises soutenues ne parviennent pas à générer des revenus indépendants d'ici 2028, le groupement restera un simple ensemble de participants à des programmes de soutien, et non un véritable écosystème d'affaires.  Des démarches ont été entreprises pour identifier les entreprises, mais leur capacité à s'adapter au marché demeure incertaine.

L'installation d'expédition quotidienne de 43 tonnes de Capro et son réseau de pipelines de 198 km témoignent de l'existence d'une base d'approvisionnement commerciale. Bien que la capacité d'approvisionnement ait dépassé l'échelle de démonstration, le volume réel des ventes, les tarifs contractuels à long terme et la part de la demande pour le transport et l'industrie ne sont pas divulgués. Si les taux d'utilisation des installations ne sont pas divulgués ou vérifiés pendant deux à trois ans, l'écart entre la capacité de production et la taille du marché persistera.  Les installations d'approvisionnement commerciales se sont développées, mais la demande commerciale n'a pas été déterminée.

Le marché des appels d'offres pour la production d'électricité à partir d'hydrogène et le commerce direct d'énergie distribuée ont institutionnalisé un marché d'achat payant pour l'hydrogène et l'énergie. Bien qu'une structure commerciale ait été mise en place, les volumes des appels d'offres remportés et les contrats de vente directe obtenus par les entreprises d'Ulsan restent opaques. À moins que des données sur la performance des contrats à long terme ne soient recueillies d'ici 2028, les profits régionaux iront à des opérateurs externes, même en présence du système de marché.  L'ouverture du marché est confirmée, mais l'attribution des profits à Ulsan demeure incertaine.

L'infrastructure d'approvisionnement en hydrogène d'Ulsan provient initialement de l'hydrogène sous-produit des industries de raffinage du pétrole et de la pétrochimie. Les projets ultérieurs prévoyaient l'utilisation d'hydrogène vert et d'électricité décarbonée. Bien que les sources d'approvisionnement s'orientent vers la décarbonation, le volume de production d'hydrogène propre certifié et sa part dans l'approvisionnement total ne sont pas divulgués. Si le marché de l'achat est restructuré en fonction de l'intensité carbone d'ici deux à trois ans, une avance en termes de volume de production total ne se traduira pas nécessairement par une avance en termes de volume certifié.  La part de l'hydrogène sous-produit est importante, tandis que celle de l'hydrogène propre certifié est faible ou non confirmée.

Le marché de la production d'électricité à partir d'hydrogène propre intègre dans les contrats des méthodes de calcul des émissions de carbone et des conditions de mise en œuvre à long terme. Bien que les normes de transaction aient évolué, passant de la couleur et de l'appellation de l'hydrogène aux émissions sur l'ensemble de son cycle de vie et à la stabilité de l'approvisionnement, le lien entre les données de production et de transport d'Ulsan et le système de certification reste à confirmer. En cas de retard dans la vérification des données pour la période 2026-2028, l'installation ne sera pas reconnue sur le marché de l'hydrogène propre, même si elle dispose de capacités de production.  Le déficit d'Ulsan en matière d'hydrogène propre réside dans le manque de données carbone certifiables, et non dans sa capacité de production.

Les entreprises spécialisées dans l'hydrogène, ciblées pour 2026, sont au nombre de 11. Parmi elles figurent des sociétés de production comme Deogyang Gas et Capro, ainsi que des entreprises fournissant des équipements, des composants et des piles à combustible. Bien que ce groupe se soit diversifié, passant d'un grand conglomérat axé sur la production à des PME technologiques, la concrétisation d'accords d'achat interentreprises et de ventes conjointes reste à confirmer. À moins d'une diminution de la dépendance aux maîtres d'œuvre et aux projets pilotes publics d'ici deux à trois ans, l'augmentation du nombre d'entreprises ne se traduira pas par un développement de l'écosystème du marché. Si  l'augmentation du nombre d'entreprises est avérée, l'expansion des réseaux de transactions demeure incertaine.

Bien que des entreprises couvrant l'ensemble du cycle de vie de l'hydrogène (de la production au stockage, en passant par le transport et l'utilisation) soient implantées à Ulsan, le taux d'approvisionnement local pour les composants et systèmes essentiels n'est pas divulgué. Même si l'écosystème industriel est physiquement concentré, si les équipements et logiciels à forte valeur ajoutée sont acquis à l'extérieur, seuls les revenus issus de la production d'hydrogène et de l'exploitation des installations restent dans la région. Si le taux d'approvisionnement local n'augmente pas d'ici 2028, le développement des infrastructures et la création de valeur ajoutée locale seront dissociés.  L'implantation d'entreprises couvrant l'ensemble du cycle est établie, mais l'attribution de la valeur ajoutée globale reste à confirmer.

Le projet de ville à hydrogène, qui fait suite à ce projet, vise à lancer des opérations pilotes de canalisations et de systèmes au cours du second semestre 2028. Le marché de la production d'électricité à partir d'hydrogène propre sélectionne déjà des fournisseurs à long terme. Un délai est à prévoir entre l'obtention des contrats sur le marché national et l'achèvement des infrastructures régionales. Si l'entrée sur le marché intervient après le lancement de l'exploitation commerciale en 2028, elle sera soumise à la structure contractuelle de 15 ans déjà établie.  Le principal risque temporel pour le secteur de l'hydrogène à Ulsan réside dans le retard pris dans l'obtention des contrats de marché, et non dans le retard de développement technologique.

Bien que le déploiement des véhicules électriques à hydrogène, des stations de recharge et des pipelines se soit accéléré, les profits privés liés aux prix et aux taux d'utilisation de l'hydrogène ne sont divulgués que partiellement. Si la structure déficitaire peut être masquée tant que les investissements publics se poursuivent, les coûts de maintenance et de remplacement resteront à la charge des exploitants après la fin du projet. Si des recettes récurrentes ne sont pas confirmées entre 2026 et 2028, la dégradation des infrastructures débutera avant même la génération de revenus.  Le moment opportun pour vérifier ces recettes se situe avant 2028, une fois les projets ultérieurs financés par l'État achevés.

Les contrats de production d'électricité à l'hydrogène propre sont structurés sur une durée de 15 ans, après une période préparatoire. Le soumissionnaire initialement retenu sécurise les réseaux d'approvisionnement en combustible, les financements et la demande de production d'électricité pour une période prolongée, réduisant ainsi le marché disponible pour les nouveaux entrants. Si les entreprises d'Ulsan sont exclues des contrats à long terme au cours des deux à trois prochaines années, elles perdront des sources de demande stables, malgré la présence d'infrastructures de production.  L'irréversibilité du marché de l'hydrogène découle davantage des contrats d'achat à long terme que des brevets technologiques.

Les gazoducs d'hydrogène assurent une liaison fixe entre les sites de production et les centres de consommation. Si les premiers tracés sont construits autour de fournisseurs d'hydrogène dérivé de la production, les transitions de réseau nécessiteront des investissements et des autorisations supplémentaires, même en cas d'évolution future des sites de production d'hydrogène propre et de la demande. Si les nouveaux gazoducs s'écartent des flux futurs d'hydrogène propre d'ici 2028, l'avantage des infrastructures existantes se transformera en dépendance au tracé.  Les réseaux de gazoducs constituent des actifs, mais aussi des actifs irréversibles qui limitent la possibilité de modifier les sources d'approvisionnement.

Jugement de compression : l’infrastructure hydrogène d’Ulsan ne sera convertie en valeur industrielle que si le volume certifié, et non le volume de production d’hydrogène ; l’utilisation payée, et non la longueur du pipeline ; et les revenus des contrats à long terme, et non le nombre de démonstrations, sont confirmés avant 2028.

L'industrie de l'hydrogène et de l'énergie d'Ulsan est considérée comme étant la meilleure du pays en termes de démonstrations réalisées et d'accumulation d'infrastructures ,  mais partiellement vérifiée en termes de certification de l'hydrogène propre, de contrats à long terme, de ventes privées récurrentes et de rentabilité des installations .

À Ulsan, l'hydrogène rentable provient actuellement principalement de la production et de la distribution d'hydrogène issu de sous-produits industriels. L'hydrogène propre, les contrats de production d'électricité, la logistique industrielle et le commerce direct d'énergie – qui détermineront la rentabilité future du secteur de l'hydrogène – sont actuellement en phase de structuration du marché ou de signature des contrats initiaux.

Ulsan est devenue une ville pionnière en matière de production d'hydrogène, mais elle n'a pas encore atteint le niveau d'une ville qui vend la valeur carbone de l'hydrogène, les données associées et les contrats à long terme.

Jugement opportun : Leadership en matière d'infrastructures hydrogène + Risque de conversion des revenus commerciaux

Sources de preuves

• KOTRA Invest Korea, projet de développement de la ville de l'hydrogène d'Ulsan et infrastructure de l'industrie de l'hydrogène
• Projet de développement de la phase 3 de la ville de l'hydrogène de la municipalité d'Ulsan
• Ville métropolitaine d'Ulsan, installation d'expédition d'hydrogène de Capro
• Bourse de l'énergie de Corée : résultats de l'appel d'offres concurrentiel pour le marché de la production d'électricité à partir d'hydrogène propre en 2024
• Plan de fonctionnement du marché de l'hydrogène propre de la Bourse de l'énergie de Corée
• Korea Power Exchange annonce un appel d'offres concurrentiel pour le marché de la production d'électricité à partir d'hydrogène propre en 2025.
• Le ministère du Climat, de l'Énergie et de l'Environnement désigne Ulsan comme région spécialisée dans l'énergie distribuée
• Structure du projet de région spécialisée dans l'énergie distribuée de KOTRA Invest Korea, Ulsan

Analyse structurelle — L’approvisionnement en hydrogène et les revenus de l’industrie de l’hydrogène constituent des marchés distincts.

La compétitivité d'Ulsan en matière d'hydrogène repose sur l'hydrogène sous-produit généré en grande quantité lors des procédés pétrochimiques et sur les pipelines qui assurent son transport. Dans ce contexte, la production et la distribution d'hydrogène étant déjà en place, on pourrait croire à l'existence d'une filière hydrogène établie. Toutefois, le marché de la vente des sous-produits issus des procédés existants diffère de celui de la vente d'hydrogène propre via des contrats à long terme, notamment en termes de prix, de certification et de demande.

Alors que la compétitivité sur le marché de l'hydrogène issu de la production de sous-produits repose sur le volume et la distance de production, celle sur le marché de l'hydrogène propre se forge autour des émissions de carbone liées au cycle de vie, de la stabilité de l'approvisionnement en combustible, du financement et du respect des contrats. Un volume de production élevé existant ne se transpose pas automatiquement au nouveau marché. Au contraire, une structure de production basée sur les énergies fossiles pourrait même nuire à la compétitivité du marché en termes de propreté.

Le vaste réseau de pipelines d'Ulsan présente la même structure. Bien qu'il constitue actuellement un atout pour le transport efficace des sources d'approvisionnement, les tracés existants engendreront des coûts de réaménagement si les futurs sites de production d'hydrogène propre et les centres de consommation évoluent. L'idée selon laquelle la ville qui construit les infrastructures en premier s'assure le marché en premier cesse d'être valable dès que les sources d'approvisionnement et les structures contractuelles changent.

Par conséquent, le fossé structurel de l'industrie de l'hydrogène à Ulsan ne réside pas entre la démonstration et la commercialisation.  Le véritable moment propice pour Ulsan sera déterminé par le décalage entre la capacité à produire de grandes quantités d'hydrogène dans les industries existantes et celle de vendre de l'hydrogène certifié de manière rentable sur le marché futur.