XML 63 R45.htm IDEA: XBRL DOCUMENT v3.4.0.3
Electric utility segment - Commitments and contingencies (Details)
 1 Months Ended 3 Months Ended 5 Months Ended 22 Months Ended
Jan. 05, 2016
USD ($)
Nov. 13, 2015
MW
Oct. 30, 2015
USD ($)
Oct. 26, 2015
USD ($)
Aug. 03, 2015
state
May. 28, 2015
USD ($)
kWh
May. 31, 2013
Feb. 16, 2012
generation_unit
Nov. 30, 2015
USD ($)
Sep. 30, 2015
USD ($)
Jun. 30, 2015
MW
May. 31, 2015
USD ($)
Oct. 31, 2014
bidder
Aug. 31, 2014
Jul. 31, 2014
USD ($)
Apr. 30, 2014
order
Feb. 28, 2013
bid
Aug. 31, 2012
MW
May. 31, 2012
MW
Feb. 28, 2012
USD ($)
MW
Mar. 31, 1988
MW
Mar. 31, 2016
USD ($)
Sep. 30, 2015
USD ($)
Mar. 31, 2015
USD ($)
Mar. 31, 2016
USD ($)
Dec. 31, 2013
USD ($)
Dec. 31, 2045
Dec. 31, 2015
USD ($)
Jun. 20, 2014
Mar. 01, 2014
Feb. 07, 2014
Regulatory projects and legal obligations                                                              
Purchase commitment, period                                         30 years                    
Minimum power volume required | MW                                   186     180                    
Additional capacity requirement | MW   9                 9                                        
Enterprise resource management system project, estimated costs                             $ 82,400,000                                
Enterprise resource management system project, difference between Option A and B                       $ 20,800,000                                      
SAP software costs                                             $ 4,800,000                
Schofield generating station facility capacity | MW                                   50                          
Schofield generating station project, budgetary cap $ 157,300,000                 $ 167,000,000                                          
Percent of costs recoverable through recovery mechanisms other than base rates                   90.00%                                          
Decrease in project costs $ 9,700,000                                                            
Environmental regulation                                                              
Number of EGUs impacted by proposed rules of MATS | generation_unit               14                                              
Environmental remediation expense                                           $ 200,000                  
States included in interim state-wide emission limits | state         48                                                    
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                              
Revenue requirement associated with plant additions       $ 40,300,000                                         $ 35,700,000            
Impact on typical residential customer monthly bill           $ 0.01                                                  
Number of orders from regulatory agency | order                               4                              
Percent of energy production from renewable energy sources                           65.00%                                  
Derivative measurement range 30 days                                                            
Designated as Hedging Instrument | Window forward contract | Cash Flow Hedging                                                              
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                              
Notional amount                                           31,335,000     31,335,000     $ 0      
Fair value                                           1,640,000     1,640,000     $ 0      
Scenario, Forecast                                                              
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                              
Expected portfolio standard                                                     100.00%        
PCB Contamination                                                              
Environmental regulation                                                              
Valuation allowances and reserves                                           4,300,000     4,300,000            
US Fish and Wildlife Service                                                              
Environmental regulation                                                              
Environmental penalty expense                                           250                  
Hawaiian Electric Company, Inc. and Subsidiaries                                                              
Regulatory projects and legal obligations                                                              
Maximum deferred costs, inter-island projects                                       $ 5,890,000                      
Maximum deferred cost recovery, contractor service costs                                                   $ 3,100,000          
Integration from renewable energy sources (in megawatts) | MW                                       200                      
Maximum deferred cost recovery, contractor service costs, amortization period                                       3 years                      
Capacity integration from dispatchable renewable geothermal sources | MW                                     50                        
Deferred cost recovery of geothermal dispatchable energy costs                 $ 2,100,000                                            
Number of bids received | bid                                 6                            
Number of eligible bidders | bidder                         5                                    
Environmental regulation                                                              
Percentage of reduction in GHG emissions by 2020                                                         16.00%    
Estimated annual fee for greenhouse gas emissions                                           500,000                  
Impact on earnings from recognition of AROs                                           0                  
Changes in the asset retirement obligation liability                                                              
Balance, beginning of period                                           26,848,000   $ 29,419,000              
Accretion expense                                           3,000   6,000              
Liabilities incurred                                           0   0              
Liabilities settled                                           (138,000)   (1,614,000)              
Revisions in estimated cash flows                                           0   0              
Balance, end of period                                           26,713,000   $ 27,811,000 26,713,000            
Decoupling implementation experience, period             3 years                                                
Proposed rate base adjustment, percent of previous rate base adjustment                                                             90.00%
Effective interest rate, revenue balancing account                                                             6.00%
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                              
Period to file required plan                               120 days                              
Hawaiian Electric Company, Inc. and Subsidiaries | Minimum                                                              
Changes in the asset retirement obligation liability                                                              
Proposed effective interest rate, revenue balancing account                                                           1.25%  
Hawaiian Electric Company, Inc. and Subsidiaries | Maximum                                                              
Changes in the asset retirement obligation liability                                                              
Proposed effective interest rate, revenue balancing account                                                           3.25%  
Hawaiian Electric Company                                                              
Environmental regulation                                                              
Period of extension resulting in MATS compliance date               1 year                                              
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                              
2016 Annual incremental RAM adjusted revenues           11,000,000                                                  
Annual change in accrued earnings sharing credits           0                                                  
Annual change in accrued RBA balance as of December 31, 2015 (and associated revenue taxes) (refunded)           (13,600,000)                                                  
Net annual incremental amount to be collected (refunded) under the tariffs           (2,600,000)                                                  
Impact on typical residential customer monthly bill           $ 10,000                                                  
Monthly utility usage assumption (in kilowatts per hour) | kWh           500                                                  
Hawaii Electric Light Company, Inc. (HELCO)                                                              
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                              
2016 Annual incremental RAM adjusted revenues           $ 2,900,000                                                  
Annual change in accrued earnings sharing credits           0                                                  
Annual change in accrued RBA balance as of December 31, 2015 (and associated revenue taxes) (refunded)           (2,500,000)                                                  
Net annual incremental amount to be collected (refunded) under the tariffs           400,000                                                  
Impact on typical residential customer monthly bill           $ 410,000                                                  
Monthly utility usage assumption (in kilowatts per hour) | kWh           500                                                  
Maui Electric                                                              
Environmental regulation                                                              
Additional accrued investigation and estimated cleanup costs                                           $ 3,600,000     $ 3,600,000            
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                              
Revenue requirement associated with plant additions     $ 4,300,000                                                        
2016 Annual incremental RAM adjusted revenues           $ 2,400,000                                                  
Annual change in accrued earnings sharing credits           500,000                                                  
Annual change in accrued RBA balance as of December 31, 2015 (and associated revenue taxes) (refunded)           (4,300,000)                                                  
Net annual incremental amount to be collected (refunded) under the tariffs           (1,400,000)                                                  
Impact on typical residential customer monthly bill           (950,000)                                                  
Lanai and Molokai                                                              
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                              
Impact on typical residential customer monthly bill           $ (0.76)                                                  
Monthly utility usage assumption (in kilowatts per hour) | kWh           400