XML 55 R38.htm IDEA: XBRL DOCUMENT v3.10.0.1
Electric utility segment - Commitments and contingencies (Details)
 1 Months Ended 6 Months Ended 12 Months Ended 23 Months Ended 24 Months Ended 34 Months Ended
Jun. 22, 2018
USD ($)
Jun. 15, 2018
USD ($)
Jun. 14, 2018
Jun. 07, 2018
USD ($)
May 01, 2018
USD ($)
Feb. 16, 2018
USD ($)
Oct. 12, 2017
USD ($)
Aug. 21, 2017
USD ($)
Apr. 27, 2017
USD ($)
Aug. 11, 2016
USD ($)
May 23, 2016
Jan. 05, 2016
USD ($)
Aug. 31, 2017
Jun. 30, 2017
USD ($)
$ / kWh
Jul. 31, 2016
MW
Sep. 30, 2015
USD ($)
Jun. 30, 2015
MW
Aug. 31, 2012
MW
May 31, 2012
MW
Mar. 31, 1988
MW
Jun. 30, 2018
USD ($)
$ / kWh
Dec. 31, 2017
USD ($)
Dec. 31, 1988
MW
Jun. 30, 2018
USD ($)
Jun. 30, 2018
USD ($)
Jun. 30, 2018
USD ($)
Feb. 26, 2018
USD ($)
Dec. 18, 2017
USD ($)
Regulatory Projects and Legal Obligations [Line Items]                                                        
Power purchase agreement, termination period                     60 days                                  
ERP/EAM cost recovery cap                   $ 77,600,000                                    
Public utility, ERP/EAM required pass through savings to customers                   $ 244,000,000                                   $ 244,000,000
ERP/EAM project service period (in years)                   12 years                                    
AFUDC rate                   1.75%                                    
ERP/EAM implementation project costs                                               $ 61,200,000        
ERP/EAM implementation project, operations and management                                               10,600,000        
ERP/EAM implementation project, capital costs                                               2,600,000        
ERP/EAM implementation project, deferred costs                                               48,000,000        
Schofield generating station facility capacity (in megawatts) | 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                                
Project lease term (in years)                       35 years                                
Annualized operation and maintenance expense       $ 1,800,000                                                
Project cost incurred                                                   $ 141,500,000    
West Lock PV Project, energy generated (in megawatts) | MW                             20                          
West Lock PV Project, cost cap                           $ 67,000,000                            
West Lock PV Project, maximum energy cost (in dollars per kilowatt hours) | $ / kWh                           0.0956                            
West Lock PV Project, project costs incurred                                                 $ 9,100,000      
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                         $ 299,771,000 $ 263,209,000   299,771,000 299,771,000 299,771,000    
Environmental regulation                                                        
Threshold of capital expenditures in excess of customer contributions for qualification for major project interim recovery                 $ 2,500,000.0                                      
MPIR requested amount                 $ 6,600,000                                      
Decoupling order, service reliability performance, historical measurement period (in years)                                         10 years              
Maximum penalty as a percent of equity                                         0.20%              
Service reliability, maximum penalty                                         $ 6,200,000              
Service reliability, pending adjusted maximum penalty amount                                         $ 6,700,000              
Dead band percentage above or below the target                                         3.00%              
Call center performance, maximum penalty, percent                                         0.08%              
Call center performance, maximum penalty                                         $ 1,200,000              
Call center performance, pending adjusted maximum penalty                                         $ 1,300,000              
Demand response, award percentage of annual maintenance costs                                         5.00%              
Demand response, maximum award                                         $ 500,000              
Demand response, penalty                                         $ 0              
Expected savings, percent                                         20.00%              
Energy price, renewable projects with storage capacity (in dollars per kilowatt hour) | $ / kWh                                         0.115              
Energy price, energy-only renewable projects (in dollars per kilowatt hour) | $ / kWh                                         0.095              
Performance incentive mechanism, incentive cap                                         $ 3,500,000.0              
Performance incentive mechanism penalty                                         0              
Interim rate increases           $ 36,000,000                                            
Rate increase before tax act impact $ 37,700,000                                                      
Tax act impact on rate, amount $ 38,300,000                                                      
General rate increase, revenue, calculation assumptions, rate of return, ROACE 9.50%                                                      
General rate increase, revenue, calculation assumptions, rate of return 7.57%                                                      
Risk sharing percentage, ratepayer 98.00%                                                      
Risk sharing percentage, utility 2.00%                                                      
Maximum exposure cap $ 2,500,000                                                      
PCB Contamination                                                        
Environmental regulation                                                        
Valuation allowances and reserves                                         4,700,000     4,700,000 4,700,000 4,700,000    
AES Hawaii                                                        
Regulatory Projects and Legal Obligations [Line Items]                                                        
Purchase commitment, period (in years)                                       30 years                
Minimum power volume required (in megawatts) | MW                                   186   180                
Additional capacity requirement (in megawatts) | MW                                 9                      
Hu Honua Bioenergy, LLC                                                        
Regulatory Projects and Legal Obligations [Line Items]                                                        
Minimum power volume required (in megawatts) | MW                                     21.5                  
Hawaiian Telcom                                                        
Regulatory Projects and Legal Obligations [Line Items]                                                        
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                         17,400,000     17,400,000 17,400,000 17,400,000    
Hawaiian Electric (parent only)                                                        
Environmental regulation                                                        
Decoupling filing, change in income taxes                                           0            
Hawaiian Electric (parent only) | Hawaiian Telcom                                                        
Regulatory Projects and Legal Obligations [Line Items]                                                        
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                         11,600,000     11,600,000 11,600,000 11,600,000    
Hawaiian Telcom                                                        
Regulatory Projects and Legal Obligations [Line Items]                                                        
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                         48,000,000     48,000,000 48,000,000 48,000,000    
Hawaii Electric Light Company, Inc. (HELCO)                                                        
Environmental regulation                                                        
Decoupling filing, change in income taxes                                           0            
Interim rate increases         $ (9,900,000)                                              
Interim general rate increase granted               $ 9,900,000                                        
Stipulated ROACE rate                         9.50%                              
Hawaii Electric Light Company, Inc. (HELCO) | Hawaiian Telcom                                                        
Regulatory Projects and Legal Obligations [Line Items]                                                        
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                         4,700,000     4,700,000 4,700,000 4,700,000    
Maui Electric                                                        
Environmental regulation                                                        
Additional accrued investigation and estimated cleanup costs                                         2,700,000     2,700,000 2,700,000 2,700,000    
Decoupling filing, change in income taxes                                           $ 2,800,000            
General rate increase, revenue, calculation assumptions, rate of return, ROACE             10.60%                                          
General rate increase, revenue, calculation assumptions, rate of return   7.43%         8.05%                                          
General rate increase, revenue   $ 12,500,000         $ 30,100,000                                          
General rate increase, revenue, percent   1.95%         9.30%                                          
General rate increase, revenue, calculation assumptions, rate of return, common equity capitalization percentage   57.00%         56.90%                                          
General rate increase, revenue, calculation assumptions, rate base   $ 465,000,000         $ 473,000,000                                          
Rate case, income tax expense reduction                                                     $ 8,100,000  
Rate case, annual amortization credit                                                     500,000  
Rate case, increase in rate base resulting from decrease in accumulated deferred income tax                                                     $ 7,100,000  
Decrease of ROACE rate   0.25%                                                    
Interim general rate increase granted   $ 6,400,000                                                    
Stipulated ROACE rate   9.50% 9.75%                                                  
Maui Electric | Hawaiian Telcom                                                        
Regulatory Projects and Legal Obligations [Line Items]                                                        
Accounts receivable and unbilled revenues, net                                         $ 1,100,000     $ 1,100,000 $ 1,100,000 $ 1,100,000    
Kalaeloa Partners, L.P. (Kalaeloa) | Hawaiian Electric (parent only)                                                        
Regulatory Projects and Legal Obligations [Line Items]                                                        
Increased power purchase commitment capacity (in megawatts) | MW                                             208