印尼国家电力公司2016-2025电力供应规划中文摘要

印尼国家电力公司2016-2025电力供应规划（RUPTL2016-2025）
中文摘要
二〇一六年十月二十五日
目录
编制说明 (1)
RUPTL2016-2025基本情况 (1)
PLN营业范围和营业区域 (2)
RUPTL文件组成（目录介绍） (4)
印度尼西亚能源结构目标 (5)
电力设施开发总体方针 (8)
电源规划原则 (14)
输电规划原则 (15)
印度尼西亚未来10年（2016-2025年度）发电装机增长规划 (16)
总体规划说明 (16)
苏门答腊地区未来10年（2016-2025年度）发电装机增长规划 (18)
爪哇-巴厘电网未来10年（2016-2025年度）发电装机增长规划 (21)
东印度尼西亚地区未来10年（2016-2025年度）发电装机增长规划 (24)
编制说明
本中文该摘要是以印度尼西亚国家电力公司PLN编制并由印尼能矿部批准的RUPTL2016-2015印尼版以及发布的英文版为基础，对于和发电相关的部分内容进行翻译和摘录形成，可以作为了解印尼电力开发的参考。

该规划逐年调整，需要及时关注。

RUPTL2016-2025基本情况
10年期长期电力规划
作为电力系统优化开发指导性文件:
基于明确的政策和规划原则
实现明确的目标
根据相关法规，对于非IPP的第三方依然留有为PLN不作为完全购电方的其它私营体供电的机会，比如过网供电机制、授予营业区、剩余电力等等 定期评估和调整，总是体现最新开发规划，并可以作为电力项目实施的指南目标
做为PLN开发电力设施的指南和参考，为PLN从规划阶段起更为有效率、和谐及环境适宜地满足营业范围内电力需求。

规划将在未来10年全国实施，其目标是从规划阶段开始满足电力和电量需求，利用新能源和可再生能源，增强电力系统效率和绩效：
以最低成本在保证期望的可靠性下满足逐年容量和电量需求
实现较好的燃料结构以降低供电成本，如和政府目标相适应的降低燃油消耗 利用新能源和可再生能源，主要是地热，以及其他水电等可再生能源
根据国家电力总体规划(RUKN)实现电气化率目标
更高的可靠性和质量
较低的输配电网络损耗
形成过程和参与方
依据2015-2034年国家电力总体规划草案(Draft RUKN 2015-2034)：政府电力规划政策，一次能源利用、环保、备用裕度和电气化率目标
人口增长预测数据采用《印度尼西亚人口预测2010-2035手册》（2013版）；每户人口数量预测采用印度尼西亚中央统计局《印度尼西亚统计2014手册》
PLN总部根据按照RUKN及国家2015-2019中期发展规划(RPJMN2015-2019)明确的经济增长以及人口增长以及新能源及可再生能源其它政府政策等确定基本政策和假设。

基于基本假设、经济及人口增长、电气化率目标、向客户平均售电价格以及实际销售数据，在PLN总部监督下按照PLN区域和配电部门进行分省电力需求预测进行电力需求预测，之后进行整体电力预测
采用计量经济学回归预测方法进行分省需求预测
基于需求预测，形成电厂、输电、主要变电站、配电以及分散电力系统的规划，在此过程PLN区域/配电/P2B/P3BS等等中心以及总部按照分工职责开展工作。

之后在规划实施中PLN总部及各个中心进行验证及批准。

PLN营业范围和营业区域
营业范围和区域
根据能矿部规定，PLN营业范围覆盖印尼领土全境，政府另外规定的由其他国企、地区行政实体、私营或合作实体所经营范围除外
RUPTL2016-2025年规划覆盖PLN全部营业区域，但是不包含PLN所属巴淡和打拉根两个子公司进行单独规划的营业区域。

本RUPTL按照分为苏门答腊、爪哇-巴厘和东印度尼西亚3个主要区域：
苏门答腊营业区包含：
苏门答腊岛及除巴淡岛外的邦加－勿里洞、廖岛等周围附属岛屿。

该区域分为PLN 亚齐中心、PLN北苏中心、PLN西苏中心、PLN廖内及廖岛中心、PLN南苏-占比-朋古鲁中心（S2JB）、PLN楠邦配电中心、PLN邦加－勿里洞中心、PLN苏门答腊输电及调度中心（PLN P3B Sumatra）。

输电网络和主要变电站的管理由PLN苏门答腊输电及调度中心负责，PLN区域配电中心负责管理配电网、客户和分散小系统的小规模电厂。

苏门答腊电网PLN所属电厂（由PLN区域配电中心负责的小电厂除外）分别由PLN北苏发电公司和南苏发电公司管理。

加里曼丹营业区：
由PLN西加中心、PLN南-中加中心及PLN东-北加中心组成。

除PLN打拉根公司单独管理的打拉根外，发电厂、输电网络和主变电站、配电网及客户均由PLN加里曼丹中心管理。

苏拉威西区域：
由PLN北-中苏-哥伦打洛中心及PLN南-东南-西苏中心组成，负责管理发电厂、输电网络和主变电站、配电网及客户。

东印度尼西亚营业区：
努沙登加拉群岛、马鲁古群岛和巴布亚群岛
努沙登加拉区域由PLN西努和东努两个中心组成，，负责管理发电厂、输电网
络和主变电站、配电网及客户。

马鲁古群岛和巴布亚群岛
马鲁古区域由PLN马鲁古和北马鲁古中心负责，巴布亚区域由PLN巴布亚及
西巴布亚中心负责。

该区域仅负责发电厂、配电网及客户。

该区域没有输电
网。

爪哇-巴厘营业区域：
由PLN大雅加达配电中心、PLN万丹配电中心、PLN西爪哇配电中心、PLN中爪哇及日惹特区配电中心、PLN东爪哇配电中心及PLN巴厘配电中心组成。

输电系统和主变电站由负荷调度中心（PLN P2B）、西爪哇输电部、中爪哇输电部、东爪哇输电部管理；PLN所属发电厂由PLN丹绒加迪发电公司、PLN印度尼西亚电力公司（PT Indonesia Power）和PLN爪哇-巴厘发电公司（PJB）
PLN 营业区域分布图
RUPTL文件组成（目录介绍）
第一章介绍
包含背景、公司愿景和使命、RUPTL形成的目标和任务、
RUPTL编制参与方和责任划分、RUPTL文件范围、营业区域及
组成
第二章电力开发方针
包含系統规划政策
第三章电力现状（截止到2015年8月）
第四章新能源及可再生能源开发
第五章一次能源可用性
第六章2016-2025年电力供应计划
包含规划准则和方针、基本假设、电力需求预测、发电输电变电
配电开发规划以及能源平衡和燃料需求
第七章投资需求
第八章风险分析和对策
第九章总结
附件分省电力开发计划
印度尼西亚能源结构目标
国家能源结构目标：
2025年2050年备注EBT（≥）23% 31% 在规模效应条件下
燃油（<）25% 20%
燃煤（≥）30% 25%
天然气（≥）22% 24%
在2015-2034电力总体规划草稿（draft RUKN2015-2034）,为完成EBT在能源结构中最终目标25%占比，燃煤、燃气和燃油在电厂能源结构中分别占约50%、24%和1%。

原则上10MW及以下EBT电站优先上网
2025年发电量按照一次能源比例
燃料类型占比备注
煤50.30%
天然气(含LNG) 29.40% EBT目标补充
地热8% EBT
水电10.40% EBT
燃油0.70%
其它 1.20% EBT
新能源与可再生能源（EBT）
根据新能源和可再生能源（EBT）潜力，EBT在能源结构比例可以从2016年的11%最大增加到2025年的19.6%，Draft RUKN2015-2034年国家规划草案2015年EBT25%
目标的实现只能通过额外增加3.6GW核电站或另外增加发电量27TWh 的14.4GW EBT电站，本RUPTL中的备选措施是另外建设5.1GW的燃机电站。

PLN计划开发：
超大规模地热电站PLTP；大/中/小规模水电站PLTA;大/小规模风电站PLTB；
小型分散电站：如太阳能PV电站PLTS、生物质、生物燃油、生物气及煤气化
鼓励研究和开发：聚热式太阳能电站、洋流、海洋热能转换OTEC及燃料电池
实现2015-2034年能源结构目标，需要政府的有关支持：
解决EBT开发中的困难，如许可、购地、利用保护森林、地热勘探风险，等等
提供推动EBT开发的激励
对于由于EBT能源增加的生产成本提供足额的补贴机制
为实现燃气占比约24%，优先采用燃气电厂，并作为EBT目标不能实现时的后备措施
为电力系统最大能力利用间歇性的EBT能源，针对EBT的间歇性对于电力系统稳定影响制定技术指南和政府规定
关于CO2排放
规划未计入CO2排放成本，但是为降低碳排放做出了努力：
规划了许多地热、水电以及不廉价的新能源和可再生能源候选项目来降低碳排放。

对于风电、太阳能、垃圾、生物质、核能等进行了规划，在爪哇和苏门答腊系統燃煤电站采用超临界和超超临界洁净燃煤烧技术。

私营发电商参与
为未来10年RUPTL中亟需
私营开发商存在问题：
融资关闭、政府担保、购地及其它。

需要选择：
切实有能力的开发者。

公司合营PPP项目
目前仅有4个电力项目：中爪哇2X1000MW电力项目（日本项目），南苏9、10项目，Karama水电项目（450MW）。

坑口电站开发
规划在苏门答腊地区建设4500MW以及在东印度尼西亚55MW坑口电站。

坑口电站和沿海电站经济型相差较大：在低热值的坑口电站和沿海市场供煤电站之间的煤价差别较大，坑口电站煤价较高并且将电力送往负荷中心需要建设输电线路。

为保证坑口电站的经济可持续性，政府需要明确基于“成本+利润”而不是国际市场价格的煤价确定机制。

由于缺乏市场机制来控制煤价，要求煤价成本对PLN透明
电力设施开发总体方针
本RUPTL中电力设施开发遵守2015-2034年国家电力总体规划草案以及PLN公司的销售政策及发输配开发的公司方针。

政府计划在2019年通过35GW计划推动电力供应。

电力供应服务满足电力需求增长方针
电力供应通过RUPTL中规划的增加发输变配能力实现，短期看,由于电厂尚未完工，PLN在发电厂容量增长有限，PLN将采用移动发电站作为短期过渡，随着发电厂容量增加、输电设施完工，电网备用裕度将充足，PLN将对永久电厂进行优化利用。

RUPTL形成会使每年更多用户接入以及满足后补名单客户从而增加电气化率。

2016-2025年RUPTL与以往规划不同，该规划试图通过在负荷预测中包含电价影响因子考虑需求侧计划、效率计划和节能计划的影响。

发电厂容量开发方针，旨在：
•满足负荷增长，在一些地区将优先满足电力供应短缺。

•增加供电可靠性，充分利用当地资源，如可再生能源。

•满足政府方针，如新能源及可再生能源开发，以及35000MW计划。

•在满足合理的行业可靠性下通过成本最低原则进行优化，即考虑投资、燃料和OM成本以及未能供电的惩项下的整体电力供应成本净现值最低，电厂系
統可靠性按照LOLP及备用裕度原则。

租赁电厂和剩余电力电厂不在长期规划中，但是会在短期规划中体现，代表PLN克服供电危机的努力。

和政府进一步开发和利用可再生能源方针一致，对于诸如地热、风能、太阳能、生
物质、垃圾及水电等，这类项目不按照最低成本原则；但是，同样遵循供需平衡和具备条件方开发的原则。

根据规划准则要有合理的容量备用以实现连续供电。

PLN规划中允许超过合理需要的高备用裕度，基于如下考虑：
•在作为国家主要一次能源产地或有重要矿藏潜力的地区在很长时间一直存在电力供应短缺，诸如苏门答腊、苏拉威西和加里曼丹。

考虑到在这些地区
的发电厂项目实施频繁延期，而且现有电厂降容严重，PLN确信，这些地区
由于长期缺电不仅造成供应短缺还抑制了需求增长，仅按照历史数据回归预
测不能准确反映需求，一旦有充足的电力供应，会推动用电需求快速增长。

•根据政府安排加速发展电力（FTP1、FTP2和35GW计划）
•预期电厂开发完工可能延期
•基于过去5年经验，多数小于50MW的小型燃煤电站完工遭遇延期甚至终止。

为获得更高的效率，在马鲁古、巴布亚和努沙登加拉岛将采用较大的单
机容量50MW机组代替已规划的25MW机组。

•电厂选址考虑：当地一次能源可用性或一次能源供应便捷、靠近负荷中心、区域平衡、输电网络结构、输电线路瓶颈等因素。

在RUPTL中提到的电厂
位置，在具体选址时根据环境条件可能改变。

•在主要系统为满足高峰需求，规划调峰电站只采用LNG/小型LNG或压缩天然气（CNG），不采用柴油燃料调峰。

如果由水力资源，将优先采用水电站
调峰，如抽水蓄能电站。

•燃油仅用于在更经济的一次能源可用之前作为缓冲供电措施。

•中等规模调峰电站通常采用管道天燃气联合循环电站。

管道天然气电站只在确定燃气供应时才规划。

在联合循环电站不能开发情况下，部分燃煤电站将作为中等规模在低容量系数（利用小时）下调峰运行，同时由其他具有较高负荷调节速率的燃气电站及抽水蓄能电站做为支持。

•短期电力供应短缺将通过采用建设期短的船载、车载或集装箱式移动电站（MPP）解决，这样也可以减少对于租赁电站的依赖。

考虑到燃料灵活性，移动电站计划采用具有双燃料技术的燃气作为燃料。

•柴油电站在分散的系统及岛屿上依然需要。

从长期来看，有必要评估采用替代燃油的更高效率燃料技术如LNG、生物质及其它技术，其它技术如利用生物质或煤的模块火力电站、双燃料柴油机组、柴油机组与可再生能源的混合电站或采用生物柴油电站等。

•爪哇-巴厘系统电网规模较大，为提高效率和降低CO2排放，PLN规划燃煤电站采用超超临界清洁燃烧技术的1000MW容量机组，并且大容量机组具有规模效应和并有助于降低在爪哇岛建设大型电站的土地获得难度。

（IGCC 技术预计将在2025年之后实现成熟商业化运行，目前暂不考虑。

）
•在苏门答腊系统也规划了采用600MW容量机组的清洁燃烧技术的燃煤电站。

但是，实施会根据区域电网可靠性和稳定性接受较大容量机组能力的情况进行调整。

•为获得比当前机组更高的效率，在加里曼丹和苏拉威西系統开始引进200MW燃煤机组。

•区域平衡原则：电站选址会努力遵守区域平衡原则，即区域电力需求将主要
依靠区域内电站满足。

点将尽可能减少区域间互联输电；只要经济技术合理，PLN也会规划选择向负荷中心输电的厂址，这体现在：1）在南苏门答腊开发大型坑口电站并通过高压直流输电线路（HVDC）送往爪哇岛。

2)在苏门答腊南部煤、地热及天然气能源丰富的地区规划开发许多燃煤和地热电站，通过超高压（EHV）将部分电力输送至苏门答腊北部。

•电厂所有权政策：
多数规划的发电厂项目将由私营投资方作为IPP或在指定的商务模式下
由第三方作为非IPP项目，比如剩余电力合作、规定特别营业区等。

在PLN不能满足用电需求的情况下，冶炼或其他工业用户可以建设自备
电站或由其他具有供电营业许可(IUPLT)持有方供电或通过由PLN或其
他供电许可持有者的输配电网络提供电力。

具体如下：
▪在规划中列为PLN电站项目，具有如下条件：已经从APLN获得资金（国家预算或贷款），已经签订EPC合同或EPC定标或由政府制
定执行
▪规划为IPP项目，具有如下条件：PLN已经签署PPA或下发意向函(Letter of Intent),PLN已经向政府递交推荐信明确由IPP签署的项目
或者私营开发方已经从政府获得供电营业许可（IUPTL）▪在规划中列为未分配项目，具有如下条件：新规划开发方和资金未落实项目，可能由PLN或IPP或PLN不做为完全的购电方的其他特殊
安排的合作模式。

▪2009年法规规定为公共利益国有企业(BUMD)在执行供电业务具有优先权，但是在本规划的未分配项目中，地方政府所有企业(BUMN)、
私营体或合作企业均依然留有机会。

在其他方不能开发的未分配项目，
政府指定国有企业(BUMD)来执行。

▪地热电站：根据专门地热法规，地热电站通常通过招标分配给私营投资方，其通过投标获得地热工作区（WKP），将地热和电厂作为整体
开发。

另外，若国家石油公司（Pertamina）拥有的WKP，其可以
和PLN合作开发地热电站。

在东印度尼西亚的几个用于地热电站的
WKP由PLN完全所有，这些电站将作为PLN项目。

•根据2016年第4号总统令，
⏹由PLN开发自行管理的电力基础设施实施，满足如下条件：
▪PLN具有资本金能力和便宜的资金来源；
▪低建设风险；
▪燃料供应可行；
▪调节运行可靠性的调峰电站；
▪开发分散系統
⏹通过和电厂开发方（PPL）电力供应合作开发的电力基础设施，满足
如下条件：
▪资金需求巨大；
▪相对高的建设风险，特别是需要征地的新建厂址；
▪相对高的燃料供应风险或燃气及设施不确定；
▪新能源和可再生能源电站；
▪现有电厂开发扩建(PPL)；
▪一些现有电厂开发方规划在同地区开发新电厂
⏹在一定时间，如果燃料供应风险确实很高，PLN可以将调峰项目开发
分配给IPP；尽管如此，IPP调峰电站在电力系统中不会具有主导地位，以便PLN能容易地控制电能质量。

1.互联系统
基于一定可靠性准则下的最低电价成本原则（最低NPV）
通过优化目标函数，覆盖资本成本、燃料成本、OM成本及不能提供能量的成本的NPV，同时考虑电厂在寿命期的回收成本。

仿真和优化采用WASP模型（Wien Automatic System Planning）
可靠性准则为LOLP<0.274%，一年中一天发电容量不满足峰值负荷需求:
对于爪哇-巴厘电网，相当于备用系数RM=(G/D-1)X100%>25-30%(基于净可调容量net potential capacity)，若按照装机容量，则为大约30-35%（基于出力下降约5%）
对于苏门答腊和东印度尼西亚网，RM>35-40%
较大RD原因在于：和峰值负荷相较，电厂容量相对较小，单机容量相对较大；较大的出力下
降，较高的电能需求；经济增长较快而项目完工延期
可再生能源电站，主要是地热和水电站，具备条件时强制入网
发电容量规划
包含在开发过程中及已经落实的项目（PLN的资金分配落实以及已经签署PPA或HOA的IPP项目）不包含租赁电站或剩余电力电站
部分柴油电站或被燃煤电站取代而退役或仅仅处于维护而不运行的备用电站
基本负荷电站容量增加优先考虑燃煤电站及可再生能源电站
2.分散型小系统（非互联系統）
采用（N-2）确定性方法，不采用概率法或规模经济方法
（N-2）原则指的是最低备用必须大于最大一台机组和第二台最大机组之和
静态（N-1）准则：某一个输电回路由于故障或检修停用情况下，其他回路能够传输全部负荷而且能保持供电连续性。

动态（N-1）准则：在失去一回输电回路情况下，发生三相短路情况下，一组发电机和另一组发电机不失去同步。

输电容量增加旨在实现发电容量和负荷需求的平衡，克服瓶颈，加强系统可靠性及满足电压质量的确定准则。

除了增加输电容量，在爪哇/苏门答腊/加里曼丹还采取加强输电能力的措施以增加电厂电力送出。

本RUPTL的输电容量增加准则：主变电站GI的主变压器或联络变（IBT）增加的容量取决于变压器负荷达到70-80%，对于较大城市将采用更严格准则，即60%。

一个GI站内变压器数量可以有3个或多个，取决于可用地、输电容量、馈电出线数量。

临近变电站不能扩容时会建新站GI；新站的设立有时是为了中亚网络获得更好的电压质量。

印度尼西亚未来10年（2016-2025年度）发电装机增长规划
总体规划说明
新增总计80.5GW,年增长8.1%
高于2015-2024年RUPTL规划，原因在于满足2025年可再生能源及新能源在能源结构比例25%的能源总目标以及燃气电站在发电中占比25%目标，并考虑将增加燃气电站作为能源结构目标不能实现时的替代措施
新增容量中，燃煤电站34.8GW，占比43.25%，占比最大；燃气联合循环18.9GW,占比18.9%；燃气或燃气内燃机电站4.3GW，占比5.3%
新能源与可再生能源（EBT）电站中，水电最多，14.5GW, 占全部新增容量18%；地热电站其次，6.2GW,占比7.6%；其余为太阳能、风力、柴油、垃圾及生物质电站等。

为满足2025年EBT在全社会能源结构占比25%，在总规划表之外EBT电站尚需增加14.4GW,作为万一EBT目标不能实现的替代措施，另外规划约5GW LNG燃气电站作为替代。

2019年投产目标为21.4GW,旨在和政府规定的35000MW目标匹配。

不同类型电站见表“Table 6.29 印度尼西亚2016-2025年新增装机规划 (MW)”
苏门答腊地区未来10年（2016-2025年度）发电装机增长规划
一、规划说明
苏门答腊地区电网包含一个联网的苏门答腊网和两个分散的峰值负荷超过50MW的较大系统（邦加岛），以及其他数个分散的峰值为10MW的分散系统。

新增总计19.3GW,年增长1.9GW，包含联网18.2GW及不联网的1.1GW
新增容量中，燃煤电站6.9GW，占比35.6%，占比最大；燃气联合循环2.3GW,占比12%；燃气或燃气内燃机电站1.4GW，占比7.1%
新能源与可再生能源（EBT）电站中，水电/小水电/抽水蓄能最多，5.3GW, 占全部新增容量27.3%；
地热电站其次，3.2GW,占比16.5%；其余占0.3GW,占比1.5%。

2019年投产目标为3.9GW,旨在和政府规定的35000MW目标匹配。

2019年苏门答腊电网备用裕度高达87%，主要是具有间歇性的EBT电厂比重较大所致。

二、规划项目
新增项目如下：
1、杜迈250MW IPP燃机联合循环,COD2022/2023，满足杜迈和廖内地区的负荷需求；
2、小水电710MW，COD2016-2024，分布在亚齐、北苏、西苏、朋古鲁、南苏和楠榜。

3、水电1056MW,COD2019-2025
4、其他EBT电厂：
-生物质和生物气电站，163MW，COD2016-2018
-垃圾电站，88MW，COD2016-2024
-太阳能电站，COD2017。

不同类型电站见表Table 6.30 苏门答腊地区2016-2025年新增装机规划(MW)
苏门答腊电网2016-2025年规划新增电站项目清单见表 6.31
Tabel 6.30 苏门答腊地区2016-2025年新增装机规划 (MW)
Table 6.31苏门答腊电网2016-2025年规划新增电站清单
爪哇-巴厘电网未来10年（2016-2025年度）发电装机增长规划
一、规划说明
不同类型电站见表Table 6.32 爪哇-巴厘电网2016-2025年新增装机规划(MW)
新增总计43.4GW,年增长4.3GW
新增容量中，燃煤电站21GW，占比48.4%，占比最大；燃气联合循环/燃气内燃机电站14GW,占比32.3%；
新能源与可再生能源（EBT）电站中，地热电站2.5GW，占比5.8%；水电/小水电/抽水蓄能，5GW, 占全部新增容量11.5%；其余太阳能、风能、垃圾级生物质占0.9GW,占比2%。

2019年投产目标为3.9GW,旨在和政府规定的35000MW目标匹配。

2019年苏门答腊电网备用裕度高达87%，主要是具有间歇性的EBT电厂比重较大所致。

二、规划项目
爪哇-巴厘电网2016-2025年规划新增电站项目清单T able 6.33
备用系数RM为23-63%，
2017年23%最低，原因在于一些燃机电站延期完工（联合循环J3-800MW，爪哇-巴厘1 700MW，爪哇-巴厘2 500MW，爪哇-巴厘3 500MW，爪哇-巴厘4，Grati，Muara Karang调峰电站及爪哇8 1000MW燃煤电站。

为保证2018年RM，如下燃机联合循环电站需要加速投产：爪哇1,2,3;爪哇-巴厘1,2,3,4;Grati;Muara Karang 及Grati扩建第二组；PLTMG Senayan。

2019年，为实现政府规定的35GW，RM将达到63%。

除非政府和相关方提供支持，这个计划可能会延期。

Tabel 6.34 爪哇-巴厘电网2015年供需平衡状况
地区平衡西爪哇中爪哇东爪哇整体
净可调容量(MW) 16.901 5.142 9.652 31.695
峰值负荷(MW) 14.677 3.811 5.770 24.258
备用系数(%) 15 35 67 31 由于电力需求预测下降，为实现RUKN2015-2034国家规划的煤炭在能源结构占比50%目标，一些燃煤电站项目（爪哇11 1X600MW、爪哇12 2X1000MW、爪哇13 2X1000MW），从2016-2025年装机规划中取消，推迟到2025年之后。

为增加EBT电站比例，将新建一些水电站、小水电、地热、风电、太阳能、垃圾及生物质电站。

为实现燃气占比约24%及万一EBT目标不能实现，计划增加爪哇4/5/6/7 4个共8X800MW燃气联合循环电站，分布具有较大燃气供应设施和较大潜力的在万丹、西/中/东爪哇。

规划的战略性项目如下：
▪中爪哇2x950MW燃煤电站（即日本人当年中标项目）
▪Indramayu 1x1000MW燃煤电站，在购地过程
▪爪哇1 1X1000MW燃煤电站，为在运行IPP电站直接扩建
▪爪哇3 2X660MW燃煤电站(即谭军佳迪A项目)
▪爪哇4 2X1000MW燃煤电站，接入谭军佳迪变电站或系统需要的其他地方，为在运行IPP 电站扩建（即谭军佳迪B项目的扩建）
▪爪哇5 2X1000MW燃煤电站，由现有IPP在万丹或西爪哇异地扩建
▪爪哇6 2X1000MW燃煤电站，在西爪哇或万丹
▪爪哇7 2X1000MW燃煤电站，在170ha PLN厂址，IPP项目，接近融资关闭
▪爪哇8 2x1000MW燃煤电站，在中爪哇，将由现有开发商开发
▪爪哇9 600MW燃煤电站，在万丹，可由已经运营电厂的IPP项目扩建，或者由IPP开发新项目
▪爪哇10 660MW燃煤电站，在中爪哇或西爪哇，将由PLN或者IPP开发
▪爪哇1 1600MW联合循环电站，将由IPP开发，靠近雅加达
▪爪哇2 800MW联合循环电站，在PRIOK，靠近雅加达，将由IPP开发
▪爪哇3 800MW联合循环电站，在东爪哇
▪爪哇4/5/6/7 各2X800MW新建联合循环电站，目的在于实现2025年天然气在能源结构中占比24%以及作为新能源及可再生能源目标不能实现时的替代措施，在具有相对大型燃气基础设施和供气潜力的万丹、东爪哇、中爪哇及西爪哇
▪雅加达Senayan 100MW燃气内燃机项目，为快轨列车系統供电并作为区域黑起动机组▪马都拉400MW电站。