XML 96 R62.htm IDEA: XBRL DOCUMENT v3.8.0.1
Electric utility segment - Additional Information (Details)
 1 Months Ended 3 Months Ended 12 Months Ended 15 Months Ended 17 Months Ended 18 Months Ended
Feb. 16, 2018
USD ($)
Feb. 14, 2018
USD ($)
Jan. 19, 2018
USD ($)
Dec. 15, 2017
USD ($)
Nov. 15, 2017
Oct. 12, 2017
USD ($)
Aug. 21, 2017
USD ($)
Jul. 11, 2017
Apr. 27, 2017
USD ($)
Dec. 16, 2016
USD ($)
Sep. 19, 2016
USD ($)
Aug. 11, 2016
USD ($)
May 23, 2016
Feb. 18, 2016
contract
Jan. 05, 2016
USD ($)
Jun. 30, 2017
USD ($)
$ / kWh
Jul. 31, 2016
MW
Sep. 30, 2015
USD ($)
Jun. 30, 2015
MW
Aug. 31, 2012
MW
May 31, 2012
MW
Oct. 31, 2004
MW
Oct. 31, 1988
MW
Mar. 31, 1988
MW
Jun. 30, 2017
USD ($)
Mar. 31, 2017
USD ($)
Dec. 31, 2018
USD ($)
Dec. 31, 2017
USD ($)
MW
agreement
contract
Dec. 31, 2016
USD ($)
Dec. 31, 2015
USD ($)
Dec. 31, 2017
USD ($)
Dec. 31, 2017
USD ($)
Dec. 31, 2017
USD ($)
Dec. 18, 2017
USD ($)
Power purchase agreements                                                                    
Number of power purchase agreements (PPAs) | agreement                                                       5            
Revenue subject to refund                                                       $ 3,000,000            
Renewable projects                                                                    
ERP/EAM implementation project costs                                                               $ 35,300,000    
ERP/EAM cost recovery cap                       $ 77,600,000                                            
ERP/EAM required pass-through savings                       $ 244,000,000                                           $ 244,000,000
ERP/EAM project service period (in years)                       12 years                                            
Weighted average AFUDC rate                       1.75%                                            
ERP/EAM estimated total benefits                                                                   $ 256,000,000
ERP/EAM implementation project costs, operations and management                                                               6,700,000    
ERP/EAM implementation project costs, capital costs                                                               2,600,000    
ERP/EAM implementation project costs, deferred costs                                                               26,000,000    
Project facility capacity (in mW) | MW                                       50                            
Maximum project budget                             $ 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                                      
Project, lease term (in years)                             35 years                                      
Total project costs incurred                                                             $ 121,600,000      
Environmental regulation                                                                    
Solar project, energy production (in megawatts) | MW                                 20                                  
Solar project, project cap                               $ 67,000,000                 $ 67,000,000                  
Solar project, maximum energy costs (in dollars per KWH) | $ / kWh                               9.56                                    
Solar project, cost incurred                                                                 $ 6,400,000  
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                                       $ 263,209,000 $ 237,950,000   263,209,000 263,209,000 263,209,000  
Decoupling                                                                    
Target performance historical measurement period                 10 years                                                  
Service reliability, maximum penalty, percent of return on equity                 0.20%                                                  
Maximum penalty amount                 $ 6,000,000                                                  
Dead band percentage above or below target                 3.00%                                                  
Call center performance, maximum penalty amount                 $ 1,200,000                                                  
Threshold of capital expenditures in excess of customer contributions for qualification for major project interim recovery                 $ 2,500,000.0                                                  
General rate increase, revenue                   $ 106,400,000                                                
Revenue, calculation assumption, rate of return                   8.28%                                                
Revenue, calculation assumptions, rate of return, return on average common equity         9.75%         10.60%                                                
Decoupling order, requirement for application for general rate case                                                       3 years            
Stipulated settlement letter, basis spread on reduction amount         0.25%                                                          
Stipulated settlement letter, perent of pass-through of minor energy generation fuel recovery         100.00%                                                          
Statement of probable entitlement, calculation assumptions, rate of return       7.57%                                                            
Statement of probable entitlement, calculation assumptions, rate of return, ROACE       9.50%                                                            
Revenue, calculation assumptions, rate of return, common equity capitalization       57.00%                                                            
Interim D&O, reduction in revenue requirement, pension regulatory asset       $ 6,000,000                                                            
Interim D&O, reduction in revenue requirement, pension contribution regulatory asset       5,000,000                                                            
Interim D&O, reduction in revenue requirement, pension contribution regulatory asset in 2011       17,200,000                                                            
Interim D&O, reduction in revenue requirement, baseline plant additions       $ 5,000,000                                                            
PCB Contamination                                                                    
Environmental regulation                                                                    
Accrual for environmental loss contingencies                                                       $ 4,800,000     4,800,000 4,800,000 4,800,000  
Biodiesel Fuel                                                                    
Power purchase agreements                                                                    
Number of power purchase agreements (PPAs) | contract                                                       3            
Chevron                                                                    
Power purchase agreements                                                                    
Number of power purchase agreements (PPAs) | contract                           2                                        
Pacific Biodiesel Technologies | Biodiesel Fuel                                                                    
Power purchase agreements                                                                    
Number of power purchase agreements (PPAs) | contract                                                       2            
REG Marketing & Logistics | Biodiesel Fuel                                                                    
Power purchase agreements                                                                    
Number of power purchase agreements (PPAs) | contract                                                       1            
Power purchase agreement, extension period (in years)                                                       1 year            
AES Hawaii, Inc. (AES Hawaii)                                                                    
Power purchase agreements                                                                    
Purchase commitment, period                                               30 years                    
Purchase commitment, minimum power volume required to be purchased | MW                                       186       180                    
Purchase commitment, arbitration, additional capacity requirement | MW                                     9                              
Hu Honua Bioenergy                                                                    
Power purchase agreements                                                                    
Purchase commitment, minimum power volume required to be purchased | MW                                         21.5                          
Hawaiian Telcom                                                                    
Environmental regulation                                                                    
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                                       $ 22,300,000     22,300,000 22,300,000 22,300,000  
Allowance for doubtful accounts receivable                                                       4,900,000     4,900,000 4,900,000 4,900,000  
Hawaiian Electric Company, Inc. and Subsidiaries                                                                    
Fuel contracts                                                                    
Estimated cost of minimum purchase within 2018 year                                                       130,000,000            
Estimated cost of minimum purchase in 2019 year                                                       130,000,000            
Cost of purchases                                                       $ 600,000,000 400,000,000 $ 600,000,000        
Power purchase agreements                                                                    
Power purchase capacity excluding agreements with smaller IPPs (in megawatts) | MW                                                       551            
Expected fixed capacity charges per year for 2018 through 2022, minimum                                                       $ 100,000,000            
Expected fixed capacity charges from 2023 through 2033                                                       900,000,000            
Environmental regulation                                                                    
ARO, recognition impact on earnings                                                       0            
Changes in the asset retirement obligation liability                                                                    
Balance at the beginning of the period                                                   $ 25,589,000 $ 6,035,000 25,589,000 26,848,000          
Accretion expense                                                       10,000 10,000          
Liabilities incurred                                                       5,370,000 0          
Liabilities settled                                                       (527,000) (1,269,000)          
Revisions in estimated cash flows                                                       (24,407,000) 0          
Balance at the end of the period                                                       6,035,000 $ 25,589,000 $ 26,848,000 6,035,000 6,035,000 6,035,000  
Decoupling                                                                    
Decoupling, revision in estimated cash flows                                                 $ 8,000,000 $ 12,000,000   $ 20,000,000            
Hawaiian Electric Company, Inc. and Subsidiaries | Scenario, Forecast                                                                    
Decoupling                                                                    
Estimated income tax expense (benefit) resulting from Tax Act                                                     28,000,000              
Hawaiian Electric Company, Inc (HECO)                                                                    
Power purchase agreements                                                                    
Number of power purchase agreements (PPAs) | agreement                                                       5            
Hawaiian Electric Company, Inc (HECO) | Kalaeloa Partners, L.P. (Kalaeloa)                                                                    
Power purchase agreements                                                                    
Power purchase capacity (in megawatts) | MW                                             180                      
Number of years entity entered under power purchase agreement                                             25 years                      
Power purchase capacity that Increases from initial capacity (in megawatts) | MW                                           208                        
Power purchase agreement, termination period                         60 days                                          
Hawaiian Electric Company, Inc (HECO) | Hawaiian Telcom                                                                    
Environmental regulation                                                                    
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                                       $ 15,000,000     15,000,000 15,000,000 15,000,000  
HELCO                                                                    
Decoupling                                                                    
General rate increase, revenue                     $ 19,300,000                                              
Revenue, calculation assumption, rate of return                     8.44%                                              
Revenue, calculation assumptions, rate of return, return on average common equity                     10.60%                                              
Stipulated return on average common equity rate             9.50% 9.75%                                                    
General rate increase, return on average common equity percent decrease               0.25%                                                    
Interim general rate increase             $ 9,900,000                                                      
HELCO | Scenario, Forecast                                                                    
Decoupling                                                                    
Estimated income tax expense (benefit) resulting from Tax Act                                                     6,600,000              
HELCO | Hawaiian Telcom                                                                    
Environmental regulation                                                                    
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                                       6,000,000     6,000,000 6,000,000 6,000,000  
MECO                                                                    
Decoupling                                                                    
General rate increase, revenue           $ 30,100,000                                                        
Revenue, calculation assumption, rate of return           8.05%                                                        
Revenue, calculation assumptions, rate of return, return on average common equity           10.60%                                                        
Revenue, calculation assumptions, rate of return, common equity capitalization           56.90%                                                        
General rate increase, revenue, percent           9.30%                                                        
Revenue, calculation assumptions rate base           $ 473,000,000                                                        
Conditional general rate increase amount           $ 46,600,000                                                        
Conditional general rate increase, revenue           14.30%                                                        
MECO | Scenario, Forecast                                                                    
Decoupling                                                                    
Estimated income tax expense (benefit) resulting from Tax Act                                                     $ 2,500,000              
MECO | Hawaiian Telcom                                                                    
Environmental regulation                                                                    
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                                       1,300,000     1,300,000 1,300,000 1,300,000  
Maui Electric Company, Limited (MECO)                                                                    
Environmental regulation                                                                    
Additional accrued investigation and estimated cleanup costs                                                       $ 3,000,000     $ 3,000,000 $ 3,000,000 $ 3,000,000  
Subsequent Event                                                                    
Decoupling                                                                    
Statement of probable entitlement, interim increase $ 36,000,000 $ 15,600,000 $ 36,000,000                                                              
Statement of probable entitlement, calculation assumptions, rate of return     7.57%                                                              
Statement of probable entitlement, calculation assumptions, rate of return, ROACE     9.50%                                                              
Stipulated settlement letter, rate of return ROACE   9.75%                                                                
Revenue, calculation assumptions, rate of return, common equity capitalization     57.00%