Detta examensarbete undersöker möjligheten att förbättra prestandan hos bergvärmesystem i bostadsapplikationer genom termisk återladdning med returflöde från fjärrvärmenätet. Genom att integrera fjärrvärmeretur med borrhålslager (BTES – Borehole Thermal Energy Storage) utvärderas potentialen att förbättra långsiktig temperaturbalans, minska elförbrukning samt uppnå kostnads- och miljömässiga fördelar. Arbetet är kontextualiserat till svenska förhållanden, där både fjärrvärme och bergvärme är väletablerade teknologier.

En simuleringsmodell har utvecklats i Python där TESPy används för termodynamisk systemmodellering, pygfunction för beräkning av borrhålens termiska respons och CoolProp för beräkning av termofysiska vätskeegenskaper. Returtemperaturer i fjärrvärmenätet modelleras med hjälp av maskininlärningsmetoder baserat på historisk klimatdata. Fyra scenarier har simulerats: ett basscenario utan återladdning samt tre scenarier med återladdningseffekter på 50, 100 respektive 200 kW. Systemets prestanda utvärderas utifrån nyckeltal som COP, SPF, värmeupptagning, elförbrukning, nettonuvärde (NPV) och koldioxidutsläpp.

Resultaten visar att termisk återladdning leder till förbättrad temperaturstabilitet i borrhålen, vilket ökar systemets COP och minskar elbehovet. Scenario 3, med högst återladdningseffekt, uppvisade en ekonomisk elbesparing på cirka 7 % samt markant förbättrad termisk balans jämfört med basscenariot. Trots detta visade ingen av integrationslösningarna ett högre NPV än basscenariot vid tillämpning av dagens fjärrvärmeprismodell. Huvudorsaken är de höga kapacitetskostnaderna och investeringskostnaderna kopplade till systemintegration. En brytpunktsanalys visar dock att systemet kan bli konkurrenskraftigt under alternativa prismodeller eller med riktade styrmedel.

Sammanfattningsvis visar arbetet att hybridisering mellan fjärrvärmeretur och GSHP-system är tekniskt genomförbar och kan ge påtagliga effektivitetsvinster. Den ekonomiska genomförbarheten är dock starkt beroende av existerande prisstrukturer och systemstorlek. Fortsatt arbete rekommenderas inom områden som dynamisk styrning, småskaliga tillämpningar samt utveckling av nya affärsmodeller för lågtemperaturvärme inom ramen för framtidens fjärrvärmesystem (4GDH).

This thesis investigates the hybrid integration of district heating (DH) return flow into residential ground source heat pump (GSHP) systems through borehole thermal energy storage (BTES), with the aim of improving long-term thermal performance, reducing electricity consumption, and exploring the system’s economic and environmental feasibility under Swedish conditions. The concept builds on the idea of utilising underused, low-temperature DH return heat during off-heating seasons to regenerate borefields, thereby addressing the issue of thermal depletion commonly observed in GSHP systems.

A simulation framework was developed using Python and several open-source packages: TESPy for thermodynamic system modelling, pygfunction for borefield thermal response, and CoolProp for fluid properties. Return temperatures from the DH network were predicted using machine learning models based on historical climate and operational data. The system was assessed under one baseline and three recharge scenarios (50 kW, 100 kW, and 200 kW), with evaluation focused on thermal performance, electricity savings, net present value (NPV), and CO₂ emissions.

Results show that thermal regeneration significantly improves borefield temperature stability and leads to increased coefficient of performance (COP) and seasonal performance factor (SPF) over the 40-year simulation period. Electricity consumption was reduced by up to 7% in the highest recharge scenario. However, under existing DH pricing models, none of the integration scenarios achieved a higher NPV than the baseline. The high impact of capacity charges and large capital expenditures limited the system’s economic viability, though breakeven analysis suggests that cost-competitiveness could be achieved under alternative pricing schemes or with targeted incentives.

The findings indicate that while the proposed system offers promising thermal and operational benefits, its economic feasibility is currently constrained by market conditions and regulatory frameworks. Further research is recommended to explore adaptive control strategies, smaller-scale system designs, and the role of policy mechanisms in supporting hybrid renewable heating solutions.