Percepatan transisi energi bersih mendorong kebutuhan konversi pembangkit listrik berbahan bakar fosil menjadi sistem berbasis energi baru dan terbarukan (EBT). Penelitian ini mengkaji kelayakan repurposing PLTU Ombilin menjadi pembangkit EBT dengan tiga skenario: Skenario 1 (PLTS), Skenario 2 (PLTBm), dan Skenario 3 (kombinasi PLTS + PLTBm), menggunakan pendekatan Cost-Benefit Analysis (CBA) dan Analisis Rancangan Sistem Kelistrikan. Analisis teknis dilakukan melalui pemodelan sistem PLTS dengan PVsyst dan estimasi kebutuhan bahan bakar biomassa berdasarkan potensi lokal. Evaluasi ekonomi mencakup parameter kelayakan seperti NPV, IRR, DPP, LCOE, PI, dan BCR. Sementara itu, aspek kelistrikan dianalisis menggunakan simulasi aliran daya dan arus hubung singkat melalui software ETAP. Hasil menunjukkan bahwa seluruh skenario layak diterapkan dengan berbagai keunggulan. Skenario 1 unggul dari sisi keekonomian dengan IRR sebesar 22,87% dan LCOE paling rendah. Skenario 2 stabil dalam suplai energi, sementara Skenario 3 menawarkan kombinasi efisiensi teknis dan net keuntungan terbaik, dengan NPV tertinggi (Rp262,26 miliar) dan performa kelistrikan paling seimbang. Dengan mempertimbangkan potensi teknis, finansial, dan integrasi jaringan, Skenario 3 menjadi opsi yang paling direkomendasikan sebagai solusi paling optimal untuk mendukung target SDGs 2030 dan Net Zero Emission 2060 melalui pemanfaatan kembali infrastruktur eksisting PLTU.

---

The acceleration of clean energy transition necessitates converting fossil-fueled power plants into systems based on renewable energy. This study evaluates the feasibility of repurposing the Ombilin coal-fired power plant into a renewable-based generation system through three scenarios: Scenario 1 (Solar PV), Scenario 2 (Biomass), and Scenario 3 (Hybrid Solar PV + Biomass), using a Cost-Benefit Analysis (CBA) and Power System Design Analysis. Technical analysis was conducted using PVsyst for solar modeling and biomass fuel estimation based on local availability. Economic evaluation involved key indicators such as Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Discounted Payback Period (DPP), Levelized Cost of Energy (LCOE), Profitability Index (PI), and Benefit-Cost Ratio (BCR). Electrical system performance was assessed through load flow and short circuit simulations using ETAP software. Results show that all scenarios are feasible, each with distinct advantages. Scenario 1 offers the best financial outcome, with the highest IRR (22.87%) and lowest LCOE. Scenario 2 provides energy supply stability, while Scenario 3 achieves the best overall balance with the highest NPV (Rp262.26 billion) and robust grid performance. Considering technical, financial, and integration aspects, Scenario 3 is recommended as the optimal solution to support the SDGs 2030 and Net Zero Emission 2060 goals through effective reuse of existing PLTU infrastructure.