XML 64 R45.htm IDEA: XBRL DOCUMENT v3.5.0.2
Electric utility segment - Commitments and contingencies (Details)
 1 Months Ended 3 Months Ended 9 Months Ended 22 Months Ended
Nov. 01, 2016
Oct. 03, 2016
motion
Aug. 25, 2016
USD ($)
Aug. 11, 2016
USD ($)
May 19, 2016
USD ($)
kWh
Apr. 18, 2016
USD ($)
Jan. 05, 2016
USD ($)
Dec. 22, 2015
USD ($)
Nov. 13, 2015
MW
Oct. 30, 2015
USD ($)
Oct. 26, 2015
USD ($)
Aug. 03, 2015
state
May 31, 2013
Feb. 16, 2012
generation_unit
Oct. 31, 2016
USD ($)
customer
Nov. 30, 2015
USD ($)
Sep. 30, 2015
USD ($)
Jun. 30, 2015
MW
Oct. 31, 2014
bidder
Aug. 31, 2014
Apr. 30, 2014
order
Feb. 28, 2013
bid
Aug. 31, 2012
MW
May 31, 2012
MW
Feb. 28, 2012
USD ($)
Mar. 31, 1988
MW
Sep. 30, 2015
USD ($)
Sep. 30, 2016
USD ($)
Sep. 30, 2015
USD ($)
MW
Dec. 31, 2013
USD ($)
MW
Dec. 31, 2045
Jul. 19, 2016
USD ($)
Dec. 31, 2015
USD ($)
Jul. 31, 2014
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                 180                           186     180                      
Additional capacity requirement | MW                 9                 9                                      
Conversion of existing generating units to natural gas, costs                                                               $ 341,000,000          
Liquefied natural gas containers cost                                                               117,000,000          
Construction of generation system at the Kahe power plant                                                               $ 859,000,000          
ERP/EAM Project, expected costs                                                                   $ 82,400,000      
SAP software costs                                                     $ 4,800,000                    
ERP/EAM cost recovery cap       $ 77,600,000                                                                  
Public utility, ERP/EAM required pass through savings to customers       $ 244,000,000                                                                  
ERP/EAM project service period (in years)       12 years                                                                  
Schofield generating station facility capacity | MW                                             50                            
Schofield generating station project, budgetary cap             $ 157,300,000                   $ 167,000,000                                        
Project lease term (in years)             35 years                                                            
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                                              
States included in interim state-wide emission limits | state                       48                                                  
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                                          
Revenue requirement associated with plant additions           $ 35,700,000         $ 40,300,000                                                    
Revenue requirement associated with plant additions, recovery requested     $ 27,200,000                                                                    
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                                       $ 250,076,000         $ 242,766,000        
Number of orders from regulatory agency | order                                         4                                
Percent of energy production from renewable energy sources                                       65.00%                                  
Derivative measurement range             30 days                                                            
Subsequent Event                                                                          
Changes in the asset retirement obligation liability                                                                          
Potential increase in ROE (as a percent) 75.00%                                                                        
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                                          
Public utilities, duration of Time of Use Program                             2 years                                            
Public utilities, number of customers impacted by Time Of Use Program | customer                             5,000                                            
Public utilities, number of motions filed to intervene | motion   5                                                                      
Designated as Hedging Instrument | Window forward contract | Cash Flow Hedging                                                                          
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                                          
Notional amount                                                       20,725,000         0        
Fair value                                                       664,000         $ 0        
Scenario, Forecast                                                                          
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                                          
Expected portfolio standard                                                             100.00%            
Hawaiian Telcom                                                                          
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                                          
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                                       20,100,000                  
Accrued interest receivable                                                       3,900,000                  
Expected receivable                                                       16,200,000                  
PCB Contamination                                                                          
Environmental regulation                                                                          
Valuation allowances and reserves                                                       4,400,000                  
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                             $ 26,197,000                         26,848,000 $ 29,419,000                
Accretion expense                                                       10,000 18,000                
Liabilities incurred                                                       0 0                
Liabilities settled                                                       (661,000) (2,349,000)                
Revisions in estimated cash flows                                                       0 0                
Balance, end of period                                 $ 27,088,000                   $ 27,088,000 26,197,000 $ 27,088,000                
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]                                                                          
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)         (13,600,000)                                                                
Net annual incremental decrease in amount to be collected under the tariffs         (2,600,000)                                                                
Impact on typical residential customer monthly bill         $ 0.01                                                                
Monthly utility usage assumption (in kilowatts per hour) | kWh         500                                                                
Hawaiian Electric Company | Hawaiian Telcom                                                                          
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                                          
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                                       13,700,000                  
Hawaii Electric Light Company, Inc. (HELCO)                                                                          
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                                          
Annual incremental RAM adjusted revenues         $ 2,300,000                                                                
Annual change in accrued earnings sharing credits         0                                                                
Annual change in accrued RBA balance as of December 31, 2015 (and associated revenue taxes)         (2,500,000)                                                                
Net annual incremental decrease in amount to be collected under the tariffs         (200,000)                                                                
Impact on typical residential customer monthly bill         0.13                                                                
Hawaii Electric Light Company, Inc. (HELCO) | Hawaiian Telcom                                                                          
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                                          
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                                       $ 5,500,000                  
Hawaii Electric Light Company, Inc. (HELCO) | Maximum                                                                          
Regulatory projects and legal obligations                                                                          
Power purchase capacity that Increases from initial capacity (in megawatts) | MW                                                         60                
Hawaii Electric Light Company, Inc. (HELCO) | Hamakua Energy Partners, L.P. (HEP)                                                                          
Regulatory projects and legal obligations                                                                          
Potential purchase price               $ 84,500,000                                                          
Hamakua Energy Partners, L.P. (HEP)                                                                          
Regulatory projects and legal obligations                                                                          
Percent of island's generating capacity                                                       23.00%                  
Maui Electric                                                                          
Environmental regulation                                                                          
Additional accrued investigation and estimated cleanup costs                                                       $ 3,600,000                  
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                                          
Revenue requirement associated with plant additions                   $ 4,300,000                                                      
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)         (4,300,000)                                                                
Net annual incremental decrease in amount to be collected under the tariffs         (1,400,000)                                                                
Impact on typical residential customer monthly bill         $ (0.95)                                                                
Monthly utility usage assumption (in kilowatts per hour) | kWh         500                                                                
Maui Electric | Hawaiian Telcom                                                                          
Public Utilities, Phase-in Plans [Abstract]                                                                          
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                                       $ 900,000                  
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