<![CDATA[ABSTRAK PLTGU XYZ berkapasitas 315 MW membutuhkan jaminan pasokan gas jangka panjang hingga tahun 2037 sesuai PJBTL yang berlaku. Namun, produksi gas dari WK Sengkang diproyeksikan menurun mulai 2030, sehingga menimbulkan risiko terhadap keberlanjutan operasi pembangkit. Meskipun berbagai kajian telah membahas valuasi aset dan skema investasi pada proyek energi, belum ada penelitian yang secara terpadu mengombinasikan analisis finansial, perancangan struktur co-investment berbasis JVC, dan penilaian strategis multikriteria untuk mengatasi risiko pasokan gas jangka panjang pada pembangkit listrik berbahan bakar gas. Penelitian ini mengevaluasi tiga alternatif skema co-investment menggunakan kerangka analisis hibrida yang menggabungkan Discounted Cash Flow (DCF), Analytic Hierarchy Process (AHP), dan analisis sensitivitas. Alternatif 3 memberikan kinerja finansial tertinggi (IRR 124% dan NPV Rp 1.280 miliar), tetapi ketergantungannya pada persetujuan penyesuaian tarif menimbulkan ketidakpastian regulasi yang signifikan, sehingga tidak layak dijadikan opsi implementasi cepat. Alternatif 2, meskipun tidak menghasilkan IRR tertinggi, memperoleh skor AHP tertinggi (0,96) karena tidak memerlukan renegosiasi tarif, memberikan jaminan pasokan gas yang lebih kuat, serta memiliki valuasi aset yang lebih dapat diterima oleh kedua pihak. Keseimbangan antara kelayakan operasional dan risiko regulasi menjadikan Alternatif 2 sebagai skema yang paling sesuai untuk dipilih. Secara strategis, temuan ini menunjukkan bahwa aspek implementabilitas dan keamanan pasokan energi primer lebih menentukan daripada indikator profitabilitas semata dalam merancang skema coinvestment untuk pembangkit gas. Penelitian ini memberikan kerangka keputusan praktis bagi utilitas dalam menyusun struktur investasi yang selaras dengan regulasi dan mampu menjamin keberlanjutan pasokan energi jangka panjang. ABSTRACT The 315 MW XYZ Combined Cycle Power Plant requires a secure long-term gas supply under its existing PPA, while gas production from the Sengkang Working Area is projected to decline starting in 2030. Although various investment studies exist, none have integrated financial valuation, JVC-based co investment structuring, and multi-criteria strategic assessment to address long-term gas supply risks in gas-fired power plants. This study examines three co-investment schemes through a hybrid framework combining Discounted Cash Flow (DCF), Analytic Hierarchy Process (AHP), and sensitivity analysis. Alternative 3 offers the highest financial return (IRR 124%, NPV Rp 1.280 billion), yet its reliance on tariff adjustment approval introduces major regulatory uncertainty, making it impractical for timely execution. Alternative 2, despite lower financial returns, achieves the highest AHP score (0.96) because it requires no tariff renegotiation, ensures stronger gas supply security, and provides asset valuation acceptable to both parties. This balance of feasibility and strategic robustness forms the basis for selecting Alternative 2 as the preferred scheme. Strategically, the findings demonstrate that implementability and supply assurance outweigh pure financial metrics in co-investment decisions for gas-dependent power plants. The study provides a practical decision framework for designing regulator aligned and executable co- investment structures to safeguard long-term fuel supply in emerging electricity systems.]]>
