非在来型の天然ガスの占める割合が急激に伸びた背景には、3つの要素がある。

　まず、掘削に必要な技術が進歩したことだ。なかでも、水平掘りと水圧破砕の技術革新が大きい。従来、油田もガス田も、埋蔵されているところへ向かって垂直に掘削を行っていた。しかし、水平掘削技術が確立されたことで、都市部の地下からもガスを採取できるようになった。水圧をかけて、動きにくいガスを地上へ噴出させる際にも、遠隔操作が可能になった。

　主に開発に携わったのは、メジャーではなく、中堅のエネルギー企業である。これを政府が支援するという追い風もあった。

　ここで開発された技術は特に、浅く広く埋蔵されているシェールガスの生産に貢献するため、今後はシェールガスの生産割合が上がることが予想される。

　技術の革新、普及には、在来型の天然ガスの価格高騰が影響している。最近は深刻な経済不況でガス価格が低迷しているが、高い時では1MMBtu当たり10ドル以上にまで達した。このため、代替となる非在来型天然ガスへの期待が高まったのだ。

　さらに、非在来型天然ガスに対しては、税制優遇措置も取られた。1990〜2000年にかけての実績で、1MMBtuに対して約1ドルの免税効果があったと試算されている。これは原油換算すると1バレル当たり5.8ドルという、相当に大きなインセンティブである。

　生産コストもそれほど高くはない。1MMBtu当たり6〜7ドル（安い場合で4〜5ドル）で、不況による影響で低迷する在来型天然ガス価格の3〜4ドル／MMBtuを上回るものの、原油に換算すると1バレル当たり35〜40ドルに相当する。現在の原油価格は1バレル当たり70ドル前後で、天然ガスは現在、非常に安い状態にある。これには、米国内における掘削技術の進歩が影響している。経済危機以降は、あまりにも価格が安くなったため、新規開発にブレーキがかかっているほどだ。

　ではその米国にどの程度の可採埋蔵量があるのか。英メジャーBPが2008年末にまとめた統計によると、在来型天然ガスの可採埋蔵量は、238兆立方フィートと見込まれている。一方で、非在来型の可採埋蔵量は、タイトガスが304兆立方フィート、シェールガスが125兆立方フィート、CBMが71兆立方フィートで、合計500兆立方フィートと、在来型の倍以上である。

　この数字がますます、米国内での非在来型天然ガスへの期待を高めている。

　米国の動向は世界の液化天然ガス（LNG）市場へも大きく影響を及ぼす。というのも、米国のLNG輸入量が激減しているからだ。2007年の1620万ｔから、2008年には、740万ｔにまで減っている。これにより、従来は米国へ供給されていたLNGが、安い価格でアジアに流れている。