Concentrating Solar Power (CSP) plants are a promising technology for decarbonizing the electricity grid due to their ability to integrate cost-effective Thermal Energy Storage (TES) and provide dispatchable solar electricity. However, their deployment has been constrained by comparatively high Levelized Cost of Electricity (LCOE) and by the reliance on large plant sizes to achieve cost competitiveness, resulting in high capital requirements and limited deployment flexibility. Improving power-cycle efficiency and enabling cost-effective operation at smaller scales therefore emerge as key requirements for enhancing CSP competitiveness.

Supercritical CO2 (sCO2) power cycles, high-temperature thermal energy storage technologies, and hybridization with photovoltaic (PV) generation provide complementary pathways to address these limitations. Supercritical CO2 cycles reduce performance penalties at small scales (10 MWe) and enable higher thermodynamic efficiencies at elevated temperatures. However, realizing these efficiency gains requires advanced heat transfer fluids and high-temperature TES media beyond conventional molten-salt systems. In parallel, PV hybridization enables low-cost daytime electricity production, complementing CSP-based generation and improving overall system economics. Together, these approaches provide a pathway toward cost-competitive, dispatchable solar power systems.

This thesis investigates how these technologies can be systematically combined through a system-level techno-economic framework. An integrated modeling tool—MoSES (Modeling of Sustainable Energy Systems)—is developed to perform annual performance simulations, dispatch optimization, and multi-objective techno-economic optimization of hybrid PV–CSP and power-to-heat-to-power (P2H2P) systems across different scales, locations, and operating conditions.

Results show that active PV hybridization—i.e., including an Electric Heater (EH) for charging the thermal energy storage —improves CSP performance, reducing LCOE by 22% at 10 MWe, and 14% at 100 MWe, while increasing economically viable capacity factors to 75–85%. The integration of sCO2 power cycles further enhances competitiveness, reducing LCOE by 40–45% at 10 MWe and enabling economically viable sub-50 MWe CSP plants with reduced capital intensity and improved bankability. At larger scales (100 MWe), sCO2 cycles remain advantageous by enabling higher operating temperatures and improved thermodynamic performance.

Transitioning beyond molten-salt systems, high-temperature CSP architectures significantly improve performance. Particle-based hybrid PV–CSP systems achieve LCOE reductions of 25–30% relative to molten-salt configurations, reaching values around 72 EUR/MWh at capacity factors near 80% at 10 MWe. In high-DNI regions, capacity factors exceed 90%, with further LCOE reductions of approximately 20%. These results highlight the strong coupling between operating temperature, power-cycle efficiency, and system-level competitiveness.

Extending the analysis beyond CSP-specific configurations, power-to-heat-to-power systems shows that high-temperature TES combined with sCO2 power cycles minimizes the levelized cost of storage over a wide temperature range. The results show that charging cost and power-block performance dominate system economics. From a system perspective, P2H2P solutions occupy an intermediate competitiveness domain, bridging the gap between PV–BESS systems, which are optimal at low capacity factors (up to 30%), and hybrid PV–CSP systems, which emerge as the preferred solution for high-dispatchability operation (>60%).

Overall, this thesis establishes a coherent techno-economic design framework in which PV hybridization, advanced TES media, and sCO2 power cycles act as complementary technologies, enabling cost-competitive and highly dispatchable solar power systems for future low-carbon electricity systems.

Koncentrerad solkraft (Concentrating Solar Power, CSP) utgör en lovande teknik för att avkarbonisera elsystemet tack vare dess förmåga att integrera kostnadseffektiv termisk energilagring (Thermal Energy Storage, TES) och leverera planerbar solel. Trots detta har dess utbyggnad begränsats av relativt höga nivåiserade elkostnader (Levelized Cost of Electricity, LCOE) samt av beroendet av stora anläggningsstorlekar för att uppnå kostnadskonkurrenskraft, vilket medför höga kapitalkostnader och begränsad flexibilitet i utbyggnaden. För att stärka CSP:s konkurrenskraft krävs därför både förbättrad verkningsgrad i kraftcykeln och möjligheten till kostnadseffektiv drift vid mindre skala.

Superkritiska CO₂-kraftcykler (sCO₂), högtemperaturbaserade lagringsteknologier och hybridisering med solceller (fotovoltaik, PV) utgör kompletterande strategier för att hantera dessa begränsningar. sCO₂-cykler minskar prestandaförluster vid liten skala (10 MWe) och möjliggör högre termodynamisk verkningsgrad vid förhöjda temperaturer. För att realisera dessa verkningsgradsförbättringar krävs dock avancerade värmebärarmedier och högtemperaturbaserade TES-system bortom konventionella smältsaltslösningar. Samtidigt möjliggör hybridisering med PV produktion av lågkostnadsel under dagtid, vilket kompletterar den planerbara CSP-produktionen och förbättrar systemets totala ekonomi. Tillsammans skapar dessa teknologier en väg mot kostnadseffektiva och planerbara solenergisystem.

Denna avhandling undersöker hur dessa teknologier kan kombineras systematiskt genom ett systemnivåbaserat tekno-ekonomiskt ramverk. Ett integrerat modelleringsverktyg—MoSES (Modeling of Sustainable Energy Systems)—har utvecklats för att genomföra årsbaserade prestandasimuleringar, driftoptimering samt multiobjektiv tekno-ekonomisk optimering av hybrida PV–CSP-system och power-to-heat-to-power (P2H2P)-konfigurationer över olika skalor, geografiska platser och driftförhållanden.

Resultaten visar att aktiv PV-hybridisering—dvs. med inkludering av en elektrisk värmare (EH) för laddning av den termiska energilagringen—förbättrar CSP-systemens prestanda, med en LCOE-reduktion på cirka 22 % vid 10 MWe och 14 % vid 100 MWe, samtidigt som ekonomiskt gångbara kapacitetsfaktorer ökar till 75–85 %. Integrationen av sCO₂-kraftcykler förstärker ytterligare konkurrenskraften, med LCOE-reduktioner på 40–45 % vid liten skala och möjliggör ekonomiskt gångbara CSP-anläggningar under 50 MWe, med lägre kapitalkrav och förbättrad finansierbarhet. Vid större skalor förblir sCO₂-cykler fördelaktiga genom att möjliggöra högre driftstemperaturer och förbättrad termodynamisk prestanda.

Övergången från smältsaltsbaserade system till högtemperaturarkitekturer medför betydande prestandaförbättringar. Partikelbaserade hybrida PV–CSP-system uppnår LCOE-reduktioner på 25–30 % jämfört med smältsaltsbaserade system, med kostnader kring 72 EUR/MWh vid kapacitetsfaktorer nära 80 % vid 10 MWe. I regioner med hög direkt normalinstrålning (DNI) överstiger kapacitetsfaktorerna 90 %, med ytterligare LCOE-reduktioner på cirka 20 %. Dessa resultat belyser den starka kopplingen mellan driftstemperatur, kraftcykelns verkningsgrad och systemets övergripande konkurrenskraft.

Vid en utvidgning bortom CSP-specifika system visar analyser av power-to-heat-to-power att högtemperatur-TES i kombination med sCO₂-cykler minimerar den nivåiserade lagringskostnaden över ett brett temperaturområde. Resultaten visar att laddningskostnad och kraftblockets prestanda dominerar systemekonomin. Ur ett systemperspektiv intar P2H2P-lösningar en mellanposition, mellan PV–batterilagring (PV–BESS), som är optimal vid låga kapacitetsfaktorer (upp till cirka 30 %), och hybrida PV–CSP-system, som utgör den föredragna lösningen för hög planerbarhet (över 60 % kapacitetsfaktor).

Sammanfattningsvis etablerar denna avhandling ett sammanhängande tekno-ekonomiskt ramverk där hybridisering med PV, avancerade TES-teknologier och sCO₂-kraftcykler samverkar för att möjliggöra kostnadseffektiv och planerbar solelproduktion i framtida koldioxidsnåla energisystem.