The decarbonization of the building sector is critical for meeting international climate targets, especially in the EU, given that heating and cooling account for nearly half of global energy consumption. This demand is particularly challenging in cold climates like Sweden, where seasonal peaks threaten grid stability. This study presents a comprehensive techno-economic assessment of a Hybrid PV-thermal (PVT) and Ground Source Heat Pump (GSHP) system designed for a newly constructed low-energy single-family house (SFH) in Stockholm. The system exploits the PVT collectors' dual function, generating electricity and recovering thermal energy to regenerate the geothermal borehole field during summer and mitigate long-term ground temperature degradation.

A dynamic simulation model was developed in TRNSYS 18, with the building envelope and thermal zones configured in TRNBuild to reflect low-energy building standards. Multiple system configurations were examined, varying borehole (BH) depth (0–75 m) and PVT array size (0–10 modules), over operational horizons of one and twenty years. Key performance metrics included the Seasonal Performance Factor (SPF4+), which incorporates all electrical inputs, and the Total Life Cycle Cost (TLCC), which encompasses capital, operational, and maintenance expenditures net of residual values.

Results indicate that PVT-assisted GSHP systems generally improved standalone GSHP configurations in terms of thermal stability and long-term efficiency. Over a twenty-year operational period, the best configurations achieved SPF4+ values exceeding 3.14, with negligible performance degradation, whereas undersized borehole systems without PVT exhibited both ground cooling (up to 1.62 °C average borehole outlet temperature) and reduced efficiency with a higher soil degradation.

Economic analysis revealed that, despite higher initial capital requirements, optimally sized PVT+GSHP configurations reduced TLCC by up to 10.6% compared to initial investment, due to the building's greater independence from the electricity grid. In contrast, configurations without a well incurred the worst TLCC growth rates compared to the initial investment, up to 81.7%. The techno-economic analysis assessed the cost-effectiveness of the proposed configurations. The two best performing alternatives were compared and selected through a combined techno-economic scoring method. Specifically, the 75 m borehole system with an optimally sized PVT, where "optimal" defines the ideal size of the collectors to balance heat extraction and heat injection in the borehole loop, achieved the highest thermal efficiency (average SPF4+ = 3.11) but required a higher total life cycle cost (SEK 278 k). Conversely, the 50 m borehole system without PVT collectors, representing a conventional ground source heat pump configuration relying solely on geothermal energy extraction, offered lower costs (SEK 208 k) but a slightly reduced efficiency (SPF4+ = 3.0) due to the absence of solar regeneration.

In addition, the comparative analysis of GSHP+PV, Direct Electricity, and Direct Electricity + PV systems further illustrated their economic competitiveness relative to GSHP+PVT configurations. The GSHP+PV couples a ground source heat pump with standard photovoltaic panels that supply electricity but no thermal generation. The Direct Electricity system represents a fully electric heating solution without a heat pump powered exclusively by the electric grid, while the Direct Electricity+PV system supplements this electric heating with PV generation. Their lower investment costs and higher technological maturity made them economically attractive, however, they lacked the long-term ground regeneration and performance stability offered by PVT assisted systems. PV+GSHP systems achieved a TLCC reduction between 24.3% and 26.0% relative to the 75 m borehole system with optimally sized PVT, while Direct Electricity and Direct Electricity + Photovoltaic systems showed TLCC decreases of 22.8% and up to 26.1%, respectively. However, these alternatives lack the long-term ground regeneration effect provided by PVT and exhibit a stronger dependency on the electricity grid, making them more vulnerable to market price fluctuations. Therefore, although less favourable from a purely economic standpoint, GSHP+PVT systems could ensure greater performance stability and resilience to energy market volatility.

Avkarboniseringen av byggnadssektorn är avgörande för att uppfylla internationella klimatmål, särskilt inom EU, eftersom uppvärmning och kylning står för nästan hälften av den globala energianvändningen. Detta behov är särskilt utmanande i kalla klimat som Sverige, där säsongsvariationer kan hota nätstabiliteten. Denna studie presenterar en omfattande teknoekonomisk analys av ett hybrid-PV-termiskt (PVT) och bergvärmepumpsystem (GSHP) utformat för ett nybyggt lågenergihus för en enfamiljsbostad (SFH) i Stockholm. Systemet utnyttjar PVT-kollektorernas dubbla funktion, som både genererar elektricitet och återvinner termisk energi för att regenerera borrhålsfältet under sommaren och motverka långsiktig temperaturminskning i marken.

En dynamisk simuleringsmodell utvecklades i TRNSYS 18, där byggnadsskalet och de termiska zonerna konfigurerades i TRNBuild för att återspegla standarder för lågenergibyggnader. Flera systemkonfigurationer undersöktes, med varierande borrhålsdjup (0–75 m) och PVT-arraystorlek (0–10 moduler), över en driftperiod på ett respektive tjugo år. Centrala prestandamått inkluderade Seasonal Performance Factor (SPF4+), som omfattar alla elektriska inmatningar, samt den totala livscykelkostnaden (TLCC), som inkluderar kapital-, drift- och underhållskostnader minus restvärden.

Resultaten visar att PVT-assisterade GSHP-system generellt förbättrade fristående GSHP-konfigurationer när det gäller termisk stabilitet och långsiktig effektivitet. Under en driftperiod på tjugo år nådde de bästa konfigurationerna SPF4+-värden över 3,14, med försumbar prestandaförsämring, medan underdimensionerade borrhålssystem utan PVT uppvisade både markkylning (upp till 1,62 °C lägre genomsnittlig borrhålsutloppstemperatur) och reducerad effektivitet samt högre markdegradering.

Den ekonomiska analysen visade att optimalt dimensionerade PVT+GSHP-konfigurationer, trots högre initiala kapitalkrav, minskade TLCC med upp till 10,6 % jämfört med initialinvesteringen tack vare byggnadens ökade oberoende från elnätet. Däremot uppvisade konfigurationer utan borrhål de sämsta TLCC-ökningarna i förhållande till initialinvesteringen, upp till 81,7 %. Den teknoekonomiska analysen utvärderade kostnadseffektiviteten hos de föreslagna konfigurationerna. De två bäst presterande alternativen jämfördes och valdes genom en kombinerad teknoekonomisk poängmetod. Specifikt uppnådde systemet med ett 75 m borrhål och optimalt dimensionerad PVT — där ”optimalt” definierar den ideala storleken på kollektorerna för att balansera värmeuttag och värmeinjektion i borrhålsloopen — den högsta termiska effektiviteten (genomsnittlig SPF4+ = 3,11) men krävde högre totala livscykelkostnader (278 000 SEK). Däremot erbjöd systemet med ett 50 m borrhål utan PVT-kollektorer, vilket utgör en konventionell bergvärmepumpskonfiguration som enbart bygger på geotermiskt värmeuttag, lägre kostnader (208 000 SEK), men något lägre effektivitet (SPF4+ = 3,0) på grund av avsaknaden av solregenerering.

Dessutom visade den jämförande analysen av GSHP+PV-, Direkt El- och Direkt El + PV-system deras ekonomiska konkurrenskraft i förhållande till GSHP+PVT-konfigurationer. GSHP+PV kombinerar en bergvärmepump med standardiserade solcellspaneler som levererar elektricitet men ingen termisk energi. Direkt El-systemet representerar en helt eldriven uppvärmningslösning utan värmepump och drivs uteslutande av elnätet, medan Direkt El + PV-systemet kompletterar denna elektriska uppvärmning med solelproduktion. Deras lägre investeringskostnader och högre tekniska mognad gjorde dem ekonomiskt attraktiva, men de saknade den långsiktiga markregenerering och prestandastabilitet som PVT-assisterade system erbjuder. PV+GSHP-system uppnådde en TLCC-reduktion mellan 24,3 % och 26,0 % jämfört med 75 m borrhålssystemet med optimalt dimensionerad PVT, medan Direkt El och Direkt El + PV-systemen uppvisade TLCC-minskningar på 22,8 % respektive upp till 26,1 %. Dessa alternativ saknar dock den långsiktiga regenereringseffekten i marken som PVT tillför och uppvisar en starkare beroendeställning till elnätet, vilket gör dem mer sårbara för prisfluktuationer på elmarknaden. Därför kan GSHP+PVT-system, även om de är mindre gynnsamma ur strikt ekonomiskt perspektiv, säkerställa större prestandastabilitet och motståndskraft mot energimarknadens volatilitet.