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Área de análisis:  ciudad metropolitana de Ulsan

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

Agenda: Finalización de la demostración y nivel de conversión de ingresos comerciales en la industria del hidrógeno y la energía.

Tipo de período de auge: Riesgo de conversión de infraestructura a ingresos

Fecha de referencia: 28/08/2026

Versión: Regional AX Golden Time Intelligence v3.2
 

A marzo de 2026, se estima que Ulsan posee aproximadamente el 48 % de la producción nacional de hidrógeno, 198 km de gasoductos, 16 estaciones de carga y 3619 vehículos eléctricos de hidrógeno. Si bien la infraestructura para la producción, el transporte, la carga y la utilización se concentra en el nivel más alto del país, los ingresos de la industria del hidrógeno, las tasas de retorno de la inversión privada y las ganancias operativas de las empresas especializadas en hidrógeno no se divulgan a nivel regional. Incluso en el período de 2026 a 2028, si las instalaciones no generan ingresos, exportaciones o contratos recurrentes, solo se acumularán costos de mantenimiento de la infraestructura.  Aunque Ulsan es una región líder en infraestructura de hidrógeno, no se clasifica como una región líder en ingresos por hidrógeno.

En 2024, el mercado de generación de energía a partir de hidrógeno limpio se inauguró con una capacidad de 6500 GWh, pero el volumen de solicitudes fue de 6171,68 GWh, mientras que el volumen final adjudicado ascendió a tan solo 750,48 GWh. Si bien la industria del hidrógeno ha pasado de proyectos de demostración basados ​​en subsidios a un mercado de contratos a largo plazo seleccionados en función del precio y la capacidad de implementación, los volúmenes adjudicados a las empresas y centrales eléctricas de Ulsan no se confirman en los resultados publicados. Si los precios de licitación y las capacidades de adquisición de hidrógeno limpio se mantienen fijos durante los próximos dos o tres años, la entrada al mercado de las empresas que solo poseen experiencia en proyectos de demostración se verá retrasada.  Los criterios de evaluación para la industria del hidrógeno han cambiado de la construcción de instalaciones a los volúmenes contractuales obtenidos mediante licitación competitiva.

El proyecto Ulsan Hydrogen City completó su primera fase piloto en 2024 y está invirtiendo 29.500 millones de wones en proyectos de seguimiento entre 2025 y 2028 para promover la instalación de 11,9 km de gasoductos, el suministro directo a estaciones de repostaje de hidrógeno y la demostración de tractores eléctricos de hidrógeno. Si bien el proyecto se ha expandido desde demostraciones residenciales y de pilas de combustible en un solo sitio hasta conexiones que incluyen complejos industriales, repostaje y logística, aún no se ha confirmado su viabilidad comercial basada en el volumen de ventas, la reducción de los costos de transporte y las tasas de utilización de las instalaciones. Si no se establece un modelo de ingresos para cuando finalicen las operaciones de prueba en 2028, se producirá un lapso entre la conclusión de la fase de demostración y el inicio de las operaciones del sector privado.  Aunque Ulsan Hydrogen City se está expandiendo, aún no ha alcanzado la etapa de operación comercial completa.

La planta de envío de hidrógeno de Ulsan Capro ha asegurado una capacidad de envío de 1,78 toneladas por hora y un máximo de 43 toneladas por día, lo que se presentó como suficiente para cargar aproximadamente 8.500 vehículos Nexo. Si bien la estructura se ha expandido para vender hidrógeno subproducto de complejos industriales, desde materias primas de fábricas internas hasta centros de movilidad y demanda externos, el volumen promedio diario de envío, el precio unitario del contrato y la tasa de utilización de la planta no se han divulgado. Si el crecimiento de la demanda no sigue el ritmo de la capacidad de producción durante dos o tres años, esta capacidad de envío a gran escala permanecerá como un activo inactivo en lugar de generar ingresos.  La capacidad de suministro se ha verificado, pero la capacidad de absorción del mercado aún no se ha confirmado.

La producción de hidrógeno a gran escala de Ulsan se basa en el hidrógeno subproducto generado en los procesos de refinación de petróleo y petroquímicos. La estructura es tal que el hidrógeno se suministra como subproducto de las industrias de combustibles fósiles existentes, en lugar de como una fuente de energía independiente, y no se divulga la proporción del volumen de producción que cuenta con la certificación de hidrógeno limpio. Si se refuerzan los estándares de certificación de hidrógeno limpio y de emisiones de carbono del producto entre 2026 y 2028, la ciudad no podrá acceder al mercado premium, incluso con un alto volumen de producción total.  Si bien la ventaja de Ulsan en volumen de producción está definitivamente establecida, su ventaja en cuanto a limpieza aún no se ha determinado.

Si disminuye la refinación de petróleo y la producción petroquímica, la cantidad de hidrógeno generado como subproducto también se ve afectada por el aporte de materia prima y las tasas de operación de las instalaciones. Si bien la base de suministro de hidrógeno está vinculada a las industrias existentes que enfrentan una crisis, no se ha confirmado la velocidad de su reemplazo por fuentes de hidrógeno bajas en carbono. Si los recortes en la producción petroquímica coinciden con un aumento en la demanda de hidrógeno durante los próximos dos o tres años, Ulsan entrará en una situación inversa: será una ciudad productora, pero dependerá del hidrógeno limpio externo.  La ventaja de suministro centrada en el hidrógeno como subproducto es una ventaja condicional que podría debilitarse junto con la reestructuración de la industria petroquímica.

El gasoducto de hidrógeno de Ulsan, de 198 km, constituye una infraestructura física capaz de suministrar hidrógeno a gran escala y de forma continua, superando a los camiones cisterna. Si bien la competencia en la distribución de hidrógeno ha pasado del transporte individual a las redes conectadas por gasoductos, las tarifas operativas por gasoducto, los costos de transporte y los ingresos por tarifas de uso privado no se divulgan públicamente. Si la conexión de nuevas fuentes de demanda se retrasa entre dos y tres años, los costos de mantenimiento y gestión de la seguridad aumentan antes de que se obtengan beneficios de la red.  Aunque la longitud del gasoducto es un activo competitivo, no se clasifica como un activo generador de ingresos a menos que se verifique su tasa de utilización.

El nuevo proyecto de oleoducto de 11,9 km, cuya finalización está prevista para 2028, incluye conexiones con Hyomun, una estación de carga, el Complejo Industrial Automotriz y Hyundai Heavy Industries. Si bien el propósito de la red de oleoductos se ha ampliado, pasando de ser una demostración para el sector residencial a satisfacer la demanda de los sectores automotriz, naval y logístico, no se han revelado las cantidades mínimas de compra ni los contratos de suministro a largo plazo para cada fuente de demanda. Si no se garantiza la demanda contractual para el momento de las operaciones de prueba en 2028, las conexiones físicas y económicas se interrumpirán.  Aunque la expansión de la infraestructura de Ulsan ha mejorado la accesibilidad para las industrias que la demandan, la rentabilidad a largo plazo aún no está asegurada.

Ulsan finalizó la construcción de su Ciudad Piloto de Hidrógeno en 2024 y, posteriormente, fue seleccionada para el proyecto de Ciudad Piloto de Hidrógeno ese mismo año. Si bien la repetición de las demostraciones acumula experiencia en tecnología, seguridad y operación, la estructura del proyecto depende nuevamente de una inversión de 29.500 millones de wones provenientes de fondos nacionales y municipales. No existen casos confirmados de operadores privados que se hayan expandido sin inversión pública ni registros de retorno de la inversión. Si el proyecto de seguimiento también concluye como una iniciativa financiada por el gobierno después de dos o tres años, la continuidad de la demostración no se traduce en continuidad del mercado. Aunque  la Ciudad Piloto de Hidrógeno de Ulsan ha logrado expandir sus demostraciones, no se clasifica como una industria financieramente independiente.

La demostración de tres tractores eléctricos de hidrógeno es un ejemplo temprano de la creciente demanda, que se extiende desde los automóviles de pasajeros hasta la logística industrial. Si bien las aplicaciones del hidrógeno han pasado de la movilidad de pasajeros a los puertos, las fábricas y el transporte de larga distancia, los datos sobre el costo total de propiedad, el tiempo de carga, las tasas de operación y los costos de mantenimiento en comparación con el diésel aún se encuentran en fase de recopilación. A menos que la brecha económica se reduzca para 2028, las demostraciones de vehículos no darán lugar a compras a gran escala.  La movilidad industrial con hidrógeno se encuentra actualmente en la fase de demostración operativa, y el mercado de vehículos comerciales aún no está consolidado.

En 2024, el volumen inicial para el mercado de generación de energía a partir de hidrógeno limpio fue de 6500 GWh, pero el volumen adjudicado fue de 750,48 GWh, lo que representa aproximadamente el 11,5 % del volumen inicial. A pesar de la apertura del mercado de compra de políticas, el volumen que superó las evaluaciones de precio y no precio, así como las condiciones comerciales, fue limitado, lo que trasladó el cuello de botella para la generación de energía a partir de hidrógeno de la falta de un mercado a la viabilidad económica y la estabilidad de la adquisición. No existe un historial comprobado de la capacidad de producción de Ulsan que haya dado lugar a ofertas exitosas en el mercado de generación de energía. Si no se aseguran contratos competitivos de adquisición de combustible en un plazo de dos a tres años, los contratos de generación de energía a largo plazo volverán a otras cadenas de suministro.  Aunque la generación de energía a partir de hidrógeno limpio ha alcanzado la etapa de apertura del mercado, no se considera un mercado que haya asegurado la competitividad de precios.

Los contratos de generación de energía a partir de hidrógeno limpio se estructuran con un período de preparación de 3 años y un período de transacción de 15 años, durante el cual el operador asume una parte significativa de las fluctuaciones en los costos del combustible, los tipos de cambio y las tarifas de flete marítimo. Si bien la estructura de ingresos ha pasado de subsidios a corto plazo a la gestión de riesgos de precios y adquisiciones a largo plazo, no se ha divulgado la estructura contractual mediante la cual los productores de hidrógeno y las compañías eléctricas de Ulsan gestionan conjuntamente estos riesgos. Si se excluye de la competencia por contratos a largo plazo entre 2026 y 2028, la base de ingresos para los siguientes 15 años también se perderá simultáneamente.  El "momento de oro" para la generación de energía a partir de hidrógeno se define al asegurar los contratos a largo plazo, y no al momento de la construcción de la planta eléctrica.

En marzo de 2026, Ulsan contaba con 3619 vehículos eléctricos de hidrógeno y 16 estaciones de carga. Si bien el despliegue inicial se centró en vehículos gubernamentales y turismos, se está expandiendo a vehículos comerciales y logística industrial; sin embargo, las ventas de hidrógeno por vehículo, el punto de equilibrio de las estaciones de carga y la tasa de crecimiento de los vehículos privados no se divulgan públicamente. Si la adopción de turismos se estanca durante dos o tres años y la transición a vehículos comerciales se retrasa, la rentabilidad de la red de carga se mantendrá en un nivel bajo.  Aunque el número de vehículos y la red de carga se encuentran entre los más altos del país, aún no se ha establecido un mercado de carga independiente.

Las estaciones de carga abastecidas mediante gasoductos están diseñadas para reducir los costos de transporte en remolques cisterna y la ocupación del terreno. Si bien la eficiencia del método de suministro ha mejorado, la brecha en el precio de los vehículos, los costos del combustible y la variedad de vehículos en comparación con los eléctricos no puede resolverse únicamente mediante gasoductos. A menos que la oferta de vehículos terminados y las compras por parte de los operadores de transporte aumenten en los próximos dos o tres años, las mejoras en la eficiencia del suministro no podrán compensar la falta de demanda.  El principal obstáculo para la movilidad de hidrógeno en Ulsan ha pasado de ser la falta de infraestructura de carga a la demanda de vehículos y la economía del transporte.

El Complejo Industrial Nacional Ulsan Mipo fue designado como zona especializada en energía distribuida en 2025, y se propuso una estructura para suministrar energía a empresas petroquímicas y centros de datos de IA mediante la generación combinada de calor y electricidad (CHP) de 300 MW y la comercialización directa de electricidad. Si bien el negocio energético ha pasado de poseer instalaciones de producción a comercializar electricidad directamente con empresas consumidoras, la proporción de la generación CHP existente en el suministro inicial es mayor que la del hidrógeno. A menos que se confirme el volumen real de suministro de electricidad libre de carbono basada en hidrógeno verde en los próximos dos o tres años, el hidrógeno seguirá siendo un plan a largo plazo.  La Zona Especial de Energía Distribuida de Ulsan ha adoptado el modelo de ingresos por electricidad, pero su integración con el modelo de ingresos por hidrógeno aún no está completa.

Se ha presentado un plan para utilizar la energía frigorífica no utilizada de las terminales de GNL para la refrigeración de centros de datos y para la transición a energías renovables e hidrógeno verde. Si bien la competencia energética ha pasado de la venta de un solo combustible a paquetes que combinan electricidad, calor, energía frigorífica y carbono, el alcance de la divulgación sobre la magnitud confirmada de la atracción de centros de datos y los contratos de transacción directa sigue siendo limitado. Si las fuentes de demanda reales no se conectan para 2028, el modelo energético combinado seguirá siendo solo un plan.  La estructura de convergencia energética de Ulsan es muy particular, pero el nivel de verificación de los contratos es bajo.

Ulsan representa aproximadamente el 48 % de la producción nacional de hidrógeno, cuenta con 198 km de gasoductos, 16 estaciones de carga y experiencia en la operación de una ciudad de hidrógeno. Si bien se ha establecido el nivel de preparación en todo el ciclo de infraestructura (producción, transporte y utilización), no se divulgan la proporción de hidrógeno limpio, las tasas de utilización de los gasoductos, la rentabilidad de las estaciones de carga ni los ingresos recurrentes. A menos que los indicadores operativos se traduzcan en indicadores de rentabilidad en los próximos dos o tres años, la ventaja en preparación no se traducirá en una ventaja en la viabilidad del negocio.  El nivel de preparación física se califica como "muy alto", mientras que el nivel de preparación comercial se califica como "parcialmente verificado".

En 2026, Ulsan seleccionó a 11 empresas especializadas en hidrógeno para formar un grupo empresarial que abarcara toda la cadena de valor: producción, almacenamiento, transporte y utilización. Si bien la base empresarial se ha ampliado, aún no se ha confirmado el alcance de los ingresos totales, las exportaciones, la inversión privada ni las futuras adquisiciones de estas empresas locales especializadas en hidrógeno. Si las empresas beneficiarias no logran generar ingresos propios para 2028, el grupo empresarial se limitará a ser un conjunto de participantes en programas de apoyo, en lugar de un ecosistema empresarial.  Se han realizado preparativos para identificar empresas, pero aún no se ha confirmado su capacidad para sobrevivir en el mercado.

La planta de envío de Capro, con una capacidad diaria de 43 toneladas, y su red de oleoductos de 198 km demuestran la existencia de una base de suministro comercial. Si bien la capacidad de suministro ha superado la escala de demostración, no se divulgan el volumen de ventas real, las tarifas de los contratos a largo plazo ni la proporción de la demanda destinada al transporte y al uso industrial. Si no se divulgan o verifican las tasas de utilización de las instalaciones durante dos o tres años, persistirá la brecha entre la capacidad de producción y el tamaño del mercado.  Las instalaciones de suministro comercial se han expandido, pero aún no se ha determinado la demanda comercial.

El mercado de licitaciones para la generación de energía a partir de hidrógeno y la comercialización directa de energía distribuida han institucionalizado un mercado de compra de hidrógeno y energía. Si bien se ha establecido una estructura comercial, no existen datos públicos sobre los volúmenes de las licitaciones ganadoras ni sobre los contratos de venta directa obtenidos por las empresas de Ulsan. A menos que se acumulen registros de cumplimiento de contratos a largo plazo para 2028, los beneficios regionales irán a parar a operadores externos, incluso con la existencia del sistema de mercado.  La apertura del mercado se ha confirmado, pero la atribución de los beneficios a Ulsan aún no está confirmada.

La infraestructura de suministro de hidrógeno de Ulsan se originó a partir del hidrógeno subproducto de las industrias de refinación de petróleo y petroquímica, y los planes posteriores incluyeron hidrógeno verde y electricidad libre de carbono. Si bien la dirección de las fuentes de suministro se ha orientado hacia la descarbonización, el volumen de producción de hidrógeno limpio certificado y su proporción con respecto al suministro total no se divulgan. Si el mercado de compra se reestructura en función de la intensidad de carbono en dos o tres años, una ventaja en el volumen total de producción no se traducirá necesariamente en una ventaja en el volumen certificado.  La difusión del hidrógeno subproducto es alta, mientras que la del hidrógeno limpio certificado es baja o no está confirmada.

El mercado de generación de energía a partir de hidrógeno limpio incorpora en los contratos métodos de cálculo de emisiones de carbono y condiciones de implementación a largo plazo. Si bien los estándares de transacción han pasado de centrarse en el color y el nombre del hidrógeno a considerar las emisiones del ciclo de vida y la estabilidad del suministro, aún no se ha confirmado hasta qué punto los datos de producción y transporte de Ulsan están vinculados al sistema de certificación. Si se retrasa la verificación de datos para el período 2026-2028, la planta no será reconocida en el mercado de hidrógeno limpio, incluso si cuenta con capacidad de producción.  La deficiencia de Ulsan en el mercado de hidrógeno limpio radica en la falta de datos de carbono certificables, más que en la capacidad de producción.

Los objetivos de apoyo para 2026 destinados a empresas especializadas en hidrógeno incluyen 11 compañías, entre ellas empresas de producción como Deogyang Gas y Capro, así como empresas relacionadas con equipos, piezas y pilas de combustible. Si bien el grupo de empresas ha evolucionado desde un gran conglomerado centrado en la producción hasta incluir pequeñas y medianas empresas tecnológicas, aún no se han confirmado los resultados en cuanto a contratos de compraventa entre empresas y ventas conjuntas. A menos que la dependencia de los contratistas principales y los proyectos de demostración públicos disminuya en un plazo de dos a tres años, el aumento en el número de empresas no impulsará la expansión del ecosistema del mercado. Aunque  se ha confirmado el aumento en el número de empresas, la expansión de las redes de transacciones sigue sin confirmarse.

Aunque en Ulsan existen empresas que abarcan todo el ciclo de vida del hidrógeno —desde la producción y el almacenamiento hasta el transporte y la utilización—, no se divulga la tasa de adquisición local de componentes y sistemas clave. Incluso si el ecosistema industrial está físicamente concentrado, si los equipos y el software de alto valor se adquieren externamente, solo los ingresos provenientes de la producción de hidrógeno y la operación de las instalaciones permanecen en la región. Si la tasa de adquisición local no aumenta para 2028, la expansión de la infraestructura y el valor añadido local se separarán.  Se ha establecido la ubicación de empresas de ciclo completo, pero no se ha confirmado la atribución del valor de dicho ciclo.

El proyecto de ciudad de hidrógeno, que dará seguimiento al proyecto, prevé la puesta en marcha de las operaciones piloto de gasoductos y sistemas en la segunda mitad de 2028, y el mercado de generación de energía a partir de hidrógeno limpio ya está seleccionando contratistas a largo plazo. Existe un desfase temporal entre la obtención de contratos en el mercado nacional y la finalización de la infraestructura regional. Si se accede al mercado tras la puesta en marcha comercial en 2028, estará sujeto a la estructura contractual de 15 años ya establecida.  El riesgo temporal para la industria del hidrógeno de Ulsan reside en el retraso en la obtención de contratos de mercado, más que en el retraso en el desarrollo tecnológico.

Si bien el despliegue de vehículos eléctricos de hidrógeno, estaciones de carga y gasoductos ha aumentado, las ganancias privadas basadas en los precios y las tasas de utilización del hidrógeno se divulgan solo de forma limitada. Aunque la estructura del déficit pueda ocultarse mientras continúa la inversión pública, los costos de mantenimiento y reemplazo seguirán recayendo sobre las entidades operadoras una vez finalizado el proyecto. Si no se confirman los ingresos recurrentes entre 2026 y 2028, el deterioro de la infraestructura comenzará antes de que se generen ingresos.  El momento óptimo para la verificación de ingresos es antes de 2028, cuando se completen los proyectos subsiguientes financiados por el gobierno.

Los contratos para la generación de energía a partir de hidrógeno limpio están diseñados con una estructura de transacción de 15 años tras un período de preparación. A medida que el adjudicatario inicial asegura las redes de suministro de combustible, la financiación y la demanda de generación de energía durante un período prolongado, el mercado disponible para los nuevos participantes se reduce. Si las empresas de Ulsan quedan excluidas de los contratos a largo plazo durante los próximos dos o tres años, perderán fuentes de demanda estables a pesar de contar con infraestructura de producción.  La irreversibilidad del mercado del hidrógeno se debe más a los contratos de compra a largo plazo que a las patentes tecnológicas.

Los gasoductos de hidrógeno proporcionan una conexión fija entre centros de producción y de demanda. Si las rutas iniciales se establecen en torno a proveedores de hidrógeno como subproducto, las transiciones de la red requerirán capital y licencias adicionales, incluso si los centros de producción de hidrógeno limpio y las estructuras de demanda cambian en el futuro. Si los nuevos gasoductos se desvían de los flujos futuros de hidrógeno limpio para 2028, la ventaja de la infraestructura existente se convertirá en dependencia de rutas.  Las redes de gasoductos son activos de red, pero también son activos irreversibles que restringen el cambio de fuentes de suministro.

Dictamen sobre la compresión: La infraestructura de hidrógeno de Ulsan solo se convertirá en valor industrial si se confirma antes de 2028 el volumen certificado, no el volumen de producción de hidrógeno; el uso remunerado, no la longitud del gasoducto; y los ingresos por contratos a largo plazo, no el número de demostraciones.

Se considera que la industria del hidrógeno y la energía de Ulsan está a la vanguardia del país en términos de demostraciones completadas y acumulación de infraestructura ,  pero su estado actual está parcialmente verificado en términos de certificación de hidrógeno limpio, contratos a largo plazo, ventas privadas recurrentes y rentabilidad de las instalaciones .

Actualmente, el hidrógeno rentable en Ulsan proviene principalmente de la producción y distribución de hidrógeno subproducto generado por las industrias existentes. El hidrógeno limpio, los contratos de generación de energía, la logística industrial y el comercio directo de energía —factores que determinarán la rentabilidad de la futura industria del hidrógeno— se encuentran actualmente en las etapas de formación del mercado o de negociación de contratos iniciales.

Ulsan se ha convertido en una ciudad pionera en la producción de hidrógeno, pero aún no ha alcanzado el nivel de una ciudad que venda el valor del carbono, los datos y los contratos a largo plazo derivados del hidrógeno.

Análisis del momento oportuno: Liderazgo en infraestructura de hidrógeno + Riesgo de conversión de ingresos comerciales

Fuentes de evidencia

• KOTRA Invest Korea, Proyecto de Desarrollo de la Ciudad del Hidrógeno de Ulsan e Infraestructura de la Industria del Hidrógeno
• Corporación Municipal de Ulsan, Proyecto de Desarrollo de la Fase 3 de la Ciudad del Hidrógeno
• Ciudad Metropolitana de Ulsan, Instalación de Envío de Hidrógeno de Capro
• Bolsa de Energía de Corea: Resultados de la licitación competitiva para el mercado de generación de energía a partir de hidrógeno limpio en 2024.
• Plan de Operación del Mercado de Generación de Energía de Hidrógeno Limpio de la Bolsa de Energía de Corea
• La Bolsa de Energía de Corea anuncia una licitación competitiva para el mercado de generación de energía a partir de hidrógeno limpio en 2025.
• El Ministerio de Clima, Energía y Medio Ambiente designa a Ulsan como Región Especializada de Energía Distribuida.
• Estructura del proyecto de la región especializada de energía distribuida de KOTRA Invest Korea en Ulsan

Análisis estructural: El suministro de hidrógeno y los ingresos de la industria del hidrógeno son mercados diferentes.

La competitividad de Ulsan en el sector del hidrógeno se originó a partir del hidrógeno como subproducto generado en grandes cantidades durante los procesos petroquímicos y los gasoductos que lo transportan. En este contexto, dado que el hidrógeno ya se produce y distribuye, parece que se ha consolidado una industria. Sin embargo, el mercado de venta de subproductos de procesos existentes difiere del mercado de venta de hidrógeno limpio mediante contratos a largo plazo en cuanto a precio, certificación y demanda.

Mientras que la competitividad en el mercado del hidrógeno como subproducto se basa en el volumen de producción y la distancia, la competitividad en el mercado del hidrógeno limpio se define por las emisiones de carbono del ciclo de vida, el suministro estable de combustible, la financiación y el cumplimiento de los contratos. El elevado volumen de producción actual no se traslada automáticamente al nuevo mercado. Por el contrario, existe la posibilidad de que una estructura de producción basada en combustibles fósiles perjudique al mercado en las evaluaciones de limpieza.

La extensa red de oleoductos de Ulsan comparte la misma estructura. Si bien actualmente funciona como un activo para el transporte eficiente de las fuentes de suministro, las rutas existentes generarán costos de rediseño si cambian los futuros centros de producción y demanda de hidrógeno limpio. La fórmula de que la ciudad que construye primero la infraestructura asegura primero el mercado deja de ser válida en el momento en que cambian las fuentes de suministro y las estructuras contractuales.

Por lo tanto, la brecha estructural en la industria del hidrógeno de Ulsan no radica entre la demostración y la comercialización.  La desconexión entre la capacidad de producir grandes cantidades de hidrógeno en las industrias existentes y la capacidad de vender hidrógeno certificado de forma rentable en el mercado futuro determina el verdadero momento de auge de Ulsan.