Total Energy

Glossary › FAQS ›

Annual Energy Review

Release Date: October 19, 2011 
Next Update: August 2012

Table 8.12  Electric Noncoincident Peak Load and Capacity Margin, 1986-2010
                        (Megawatts, Except as Noted)





Year		 Noncoincident Peak Load 1


Capacity
Margin 8
(percent)
North American Electric Reliability Corporation Regions 2
Contiguous
United
States

ASCC
(Alaska)


Hawaii

U.S.
Total

ECAR 3
TRE 4
FRCC
MAAC 3
MAIN 3		 MRO 5
(U.S.)		 NPCC
(U.S.)
RFC 6
SERC
SPP		 WECC 7
(U.S.)
  Summer 9
1986
 69,606 39,335 – – 37,564 35,943 21,029 39,026 – – 105,570 47,123 81,787 476,983 – – 476,983 NA
1987
 72,561 39,339 – – 40,526 37,446 23,162 42,651 – – 109,798 47,723 82,967 496,173 – – 496,173 NA
1988
 79,149 40,843 – – 43,110 41,139 24,899 45,245 – – 115,168 49,356 90,551 529,460 – – 529,460 NA
1989
 75,442 40,402 – – 41,614 39,460 24,336 45,031 – – 117,729 49,439 90,657 524,110 456 – 524,566 NA
1990
 79,258 42,737 – – 42,613 40,740 24,994 44,116 – – 121,943 52,541 97,389 546,331 463 – 546,794 21.6
1991
 81,224 41,870 – – 45,937 41,598 25,498 46,594 – – 124,716 51,885 92,096 551,418 471 – 551,889 20.9
1992
 78,550 42,619 – – 43,658 38,819 22,638 43,658 – – 128,236 51,324 99,205 548,707 504 – 549,211 20.5
1993
 80,930 44,255 – – 46,494 41,956 24,396 46,706 – – 135,704 57,106 97,809 575,356 511 – 575,867 19.9
1994
 87,165 44,162 – – 46,019 42,562 27,000 47,581 – – 132,584 56,035 102,212 585,320 524 – 585,844 18.7
1995
 92,619 46,618 – – 48,577 45,782 29,192 47,705 – – 146,569 59,595 103,592 620,249 622 – 620,871 18.9
1996
 90,798 47,480 – – 44,302 46,402 28,253 45,094 – – 145,650 60,072 108,739 616,790 – – 616,790 17.5
1997
 93,492 50,541 35,375 49,464 45,887 29,787 49,269 – – 137,382 36,479 110,001 637,677 – – 637,677 16.2
1998
 93,784 54,666 38,730 48,445 47,509 30,722 49,566 – – 143,226 37,724 115,921 660,293 – – 660,293 14.3
1999
 99,239 55,529 37,493 51,645 51,535 31,903 52,855 – – 149,685 38,609 113,629 682,122 – – 682,122 14.6
2000
 92,033 57,606 37,194 49,477 52,552 28,605 50,057 – – 156,088 40,199 114,602 678,413 – – 678,413 15.7
2001
 100,235 55,201 39,062 54,015 56,344 28,321 55,949 – – 149,293 40,273 109,119 687,812 – – 687,812 14.5
2002
 102,996 56,248 40,696 55,569 56,396 29,119 56,012 – – 158,767 39,688 119,074 714,565 – – 714,565 16.4
2003
 98,487 59,996 40,475 53,566 56,988 28,831 55,018 – – 153,110 40,367 122,537 709,375 – – 709,375 18.6
2004
 95,300 58,531 42,383 52,049 53,439 29,351 52,549 – – 157,615 40,106 123,136 704,459 – – 704,459 20.9
2005
 – – 60,210 46,396 – – – – 39,918 58,960 190,200 190,705 41,727 130,760 758,876 – – 758,876 15.4
2006
 – – 62,339 45,751 – – – – 42,194 63,241 191,920 199,052 42,882 142,096 789,475 – – 789,475 12.9
2007
 – – 62,188 46,676 – – – – 41,684 58,314 181,700 209,109 43,167 139,389 782,227 – – 782,227 16.1
2008
 – – 62,174 44,836 – – – – 39,677 58,543 169,155 199,779 43,476 134,829 752,470 – – 752,470 18.2
2009
 – – R 63,518 R 46,550 – – – – R 37,963 R 55,944 R 161,241 R 191,032 R 41,465 R 128,245 R 725,958 – – R 725,958 R 22.2
2010F
 – – 63,810 46,006 – – – – 42,240 60,215 177,688 201,350 43,395 137,385 772,089 – – 772,089 20.9
  Winter 10
1986
 64,561 28,730 – – 32,807 28,036 18,850 37,976 – – 101,849 33,877 76,171 422,857 – – 422,857 NA
1987
 68,118 31,399 – – 35,775 30,606 19,335 41,902 – – 105,476 34,472 81,182 448,265 – – 448,265 NA
1988
 67,771 34,621 – – 36,363 30,631 20,162 42,951 – – 108,649 35,649 82,937 459,734 – – 459,734 NA
1989
 73,080 38,388 – – 38,161 33,770 21,360 42,588 – – 121,995 42,268 84,768 496,378 626 – 497,004 NA
1990
 67,097 35,815 – – 36,551 32,461 21,113 40,545 – – 117,448 38,949 94,252 484,231 613 – 484,844 NA
1991
 71,181 35,448 – – 37,983 33,420 21,432 41,866 – – 119,575 38,759 86,097 485,761 622 – 486,383 NA
1992
 72,885 35,055 – – 37,915 31,289 21,866 41,125 – – 121,250 39,912 91,686 492,983 635 – 493,618 NA
1993
 81,846 35,407 – – 41,406 34,966 21,955 42,063 – – 133,635 41,644 88,811 521,733 632 – 522,365 NA
1994
 75,638 36,180 – – 40,653 33,999 23,033 42,547 – – 132,661 42,505 91,037 518,253 641 – 518,894 NA
1995
 83,465 36,965 – – 40,790 35,734 23,429 42,755 – – 142,032 44,624 94,890 544,684 676 – 545,360 NA
1996
 84,534 38,868 – – 40,468 37,162 24,251 41,208 – – 143,060 49,095 95,435 554,081 – – 554,081 27.7
1997
 75,670 37,966 33,076 37,217 34,973 25,390 41,338 – – 122,649 27,437 94,158 529,874 – – 529,874 26.0
1998
 84,401 41,876 39,975 36,532 37,410 26,080 44,199 – – 127,416 27,847 101,822 567,558 – – 567,558 25.7
1999
 86,239 39,164 40,178 40,220 39,081 25,200 45,227 – – 128,563 27,963 99,080 570,915 – – 570,915 26.7
2000
 84,546 44,641 38,606 43,256 41,943 24,536 43,852 – – 139,146 30,576 97,324 588,426 – – 588,426 29.5
2001
 85,485 44,015 40,922 39,458 40,529 21,815 42,670 – – 135,182 29,614 96,622 576,312 – – 576,312 28.9
2002
 87,300 45,414 45,635 46,551 42,412 23,645 46,009 – – 141,882 30,187 95,951 604,986 – – 604,986 29.4
2003
 86,332 42,702 36,841 45,625 41,719 24,134 48,079 – – 137,972 28,450 102,020 593,874 – – 593,874 33.5
2004
 91,800 44,010 44,839 45,905 42,929 24,526 48,176 – – 144,337 29,490 102,689 618,701 – – 618,701 31.6
2005
 – – 48,141 42,657 – – – – 33,748 46,828 151,600 164,638 31,260 107,493 626,365 – – 626,365 30.2
2006
 – – 50,402 42,526 – – – – 34,677 46,697 149,631 175,163 30,792 111,093 640,981 – – 640,981 R 30.9
2007
 – – 50,408 41,701 – – – – 33,191 46,795 141,900 179,888 31,322 112,700 637,905 – – 637,905 R 30.4
2008
 – – 47,806 45,275 – – – – 36,029 46,043 142,395 179,596 32,809 113,605 643,557 – – 643,557 31.0
2009
 – – R 56,191 R 53,022 – – – – R 35,351 R 44,864 R 143,827 R 193,135 R 32,863 R 109,565 R 668,818 – – R 668,818 R 28.5
2010F
 – – 43,823 46,235 – – – – 35,722 46,374 143,040 183,614 31,415 108,850 639,073 – – 639,073 34.6
1Noncoincident peak load is the sum of two or more peak loads on individual systems that do not occur
at the same time interval.		 8The percent by which planned generating capacity resources are expected to be greater (or less) than
estimated net internal demand at the time of expected peak summer (or winter) demand.  Net internal
demand does not include estimated demand for direct control load management and customers with
interruptible service agreements.  Data are for the contiguous United States only.
2See "North American Electric Reliablility Corporation (NERC)" in Glossary.  Data include the U.S.
portion of NERC only.  See Figure 8.12 for an illustration of NERC regions.		 9The summer peak period is June through September.
3ECAR, MAAC, and MAIN dissolved at the end of 2005.  Utility members joined other reliability regional
councils.		 10The winter peak period is December through February of the following year.
4TRE was renamed from ERCOT in 2007. R=Revised.  F=Forecast.  NA=Not available.  – – =Not applicable.  – =No data reported.  
5MRO was renamed from MAPP in 2004. Web Page:  For related information, see http://www.eia.gov/electricity/.
6ReliabilityFirst Corporation (RFC) came into existence on January 1, 2006.  Many of the former utility
members of ECAR, MAAC, and MAIN joined RFC.		 Sources:  U.S. Energy Information Administration (EIA), Electric Power Annual 2009 (January 2011),
Tables 4.1-4.4; and EIA, Form EIA-411, "Coordinated Bulk Power Supply Program Report," and
predecessor forms. 
7WECC was renamed from WSCC in 2002.