Detection of Salmonella enterica in meat in less than 5 hours by a low-cost and non-complex sample preparation method

Salmonella is recognized as one of the most important foodborne bacteria and has wide health and socioeconomic impacts worldwide. Fresh pork meat is one of the main sources of Salmonella, and efficient and fast methods for detection are therefore necessary. Current methods for Salmonella detection in fresh meat usually include >16 h of culture enrichment, in a few cases <12 h, thus requiring at least two working shifts. Here, we report a rapid (<5 h) and high-throughput method for screening of Salmonella in samples from fresh pork meat, consisting of a 3-h enrichment in standard buffered peptone water and a real-time PCR-compatible sample preparation method based on filtration, centrifugation, and enzymatic digestion, followed by fast-cycling real-time PCR detection. The method was validated in an unpaired comparative study against the Nordic Committee on Food Analysis (NMKL) reference culture method 187. Pork meat samples (n = 140) were either artificially contaminated with Salmonella at 0, 1 to 10, or 10 to 100 CFU/25 g of meat or naturally contaminated. Cohen's kappa for the degree of agreement between the rapid method and the reference was 0.64, and the relative accuracy, sensitivity, and specificity for the rapid method were 81.4, 95.1, and 97.9%, respectively. The 50% limit of detections (LOD(50)s) were 8.8 CFU/25 g for the rapid method and 7.7 CFU/25 g for the reference method. Implementation of this method will enable faster release of Salmonella low-risk meat, providing savings for meat producers, and it will help contribute to improved food safety. IMPORTANCE While the cost of analysis and hands-on time of the presented rapid method were comparable to those of reference culture methods, the fast product release by this method can provide the meat industry with a competitive advantage. Not only will the abattoirs save costs for work hours and cold storage, but consumers and retailers will also benefit from fresher meat with a longer shelf life. Furthermore, the presented sample preparation might be adjusted for application in the detection of other pathogenic bacteria in different sample types

Mono- and dimeric complexes of an asymmetric heterotopic P,CNHC,pyr ligand

An asymmetric heterotopic ligand (S-NMeCP) containing a central bicyclic, expanded-ring NHC with one pyridyl and one phosphine exo-substituent has been synthesised and its coordination chemistry with selected late transition metals investigated. The amidinium precursor [S-NMeCHP]PF6 shows variable coordination modes with Ag(I), Cu(I) and Au(I) depending on the L:M ratio. The reaction of two mols of [S-NMeCHP]PF6 with [Cu(MeCN)4]BF4, AgBF4 or Au(THT)Cl gives the bis-ligand complexes [Cu(κ-P-NMeCHP)2(CH3CN)2]BF4·(PF6)2, 1, and [M(κ-P-NMeCHP)2]X·(PF6)2 (3: M = Ag, X = BF4; 6: M = Au, X = Cl) respectively. The 1:1 reaction of [S-NMeCHP]PF6 with AgOTf gave the head-to-tail dimer H,T-[Ag2(μ-N,P-NMeCHP)2(μ-OTf)2](PF6)2, 2, whereas the analogous reaction with Au(THT)Cl gave monomeric [Au(κ-P-NMeCHP)Cl]PF6, 5. Complex 2 was converted to H,T-[Ag2(μ-C,P-NMeCP)2](PF6)2, 4, upon addition of base, while 6 gave [Au(κ-C-NMeCP)2]Cl, 8, when treated likewise. Reaction of [S-NMeCHP]PF6 with Ni(1,5-COD)2 gave the oxidative addition/insertion product [Ni(κ3-N,C,P-NMeCP)(η3-C8H13)]PF6, 9, which converted to [Ni(κ3-N,C,P-NMeCP)Cl]PF6, 10, upon exposure of a CHCl3 solution to air. Complex 10 showed conformational isomerism that was also present in [Rh(κ3-N,C,P-NMeCP)(CO)]PF6, 14, prepared from the precursor complex [Rh(κ-P-NMeCHP)(acac)(CO)]PF6, 13, upon heating in C6H5Cl. [Pt(κ3-N,C,P-NMeCP)(Cl)]PF6, 12, derived from trans-[Pt(κ-P-NMeCHP)2(Cl)2](PF6)2, 11, was isolated as a single conformer

Performing a peer-to-peer economy: how Airbnb hosts navigate socio-institutional frameworks

Airbnb is commonly seen as emblematic of the disruptive forces of peer-to-peer platforms, and often attracts attention due to its relationship to existing socio-institutional frameworks. This article investigates how existing societal structures are navigated, remade or challenged through Airbnb hosting. In taking a performative approach to the economic forms found in collaborative economies, this article introduces a novel way of thinking about such changes. In examining performances of Airbnb hosts performances this article endeavours to move beyond distinctions of commercial, cultural and private, but rather perceives such categories as performatively constructed through ongoing framings. Through 33 qualitative interviews with hosts in Copenhagen, Denmark and Philadelphia, United States, this article explores how hosting becomes entangled with social and institutional frameworks through host performances. First, the article explores host strategies for navigating and making sense of local legislation. Second, the article moves to the theme of taxation and discusses how hosts balance public obligations with personal profit. Finally, the article addresses how hosting is negotiated in relation to neighbour relations and implications for local communities. The article contributes with insights into how Airbnb hosting is transforming urban landscapes, as well as discussions on the heterogeneity of economies

Power purchase agreement vs. investment in power generation: Analysing the trade-offs for a large industrial power consumer considering wind power in the Norwegian market

De siste årene har man observert to tydelige utviklingstrekk innenfor norsk vindkraft. Det første er at vindkraftprosjekter begynner å bli lønnsomme uten statlige subsidier. Nummer to er den økte bruken av såkalte kraftkjøpsavtaler (PPA) i markedet. Mange av de største vindprosjektene i Norge er finansiert av utenlandske investorer, på det grunnlag at prosjektet har en PPA. I denne oppgaven undersøker vi disse tendensene sett fra perspektivet til en bedrift med høyt kraftforbruk, en stor kraftkonsument, med tilholdssted i Norge. Vi ønsker å finne ut om kraftkonsumenten vil være best tjent ved å konstruere sitt eget landbaserte kraftverk eller å inngå en PPA for å dekke sitt energibehov. Relevant bakgrunnsinformasjon som typiske vilkår for en PPA og karakteristiske verdier for et gjennomsnittlig norsk vindkraftverk presenteres for å gi økt innsikt til problemstillingen. Videre foreslår vi ulike modeller for å evaluere de økonomiske aspektene ved begge alternativer, inkludert diskonterte kontantstrømmer (DCF) og Monte Carlo simulering. Disse tilnærmingene er valgt basert på deres utbredte anvendelse i industrien, ettersom formålet med oppgaven er å gjøre resultatene intuitive for aktører innenfor vindkraft. Vi bygger et case studie representativt for det nåværende markedet ved å benytte karakteristiske verdier for nylige norske vindkraftprosjekter. Deretter analyseres case studiet ved å bruke modellene som er foreslått, med formål om å oppnå numeriske resultater nyttige for å vurdere de to alternativene kraftkonsumenten står mellom. Til slutt er det foretatt en kvalitativ risikovurdering, hvor relevante risikokategorier er undersøkt, underbygget av eksempler fra det norske markedet. Tre ulike prisprognoser er benyttet for å analysere de finansielle aspektene, alle fra troverdige kilder; den norske nettoperatøren Statnett, Norges vasskraft og energidirektorat (NVE) og Wattsight, et konsulentselskap med fokus på energibransjen. Fra DCF-analysen fremkommer det tydelig at verdien av investeringen for hvert av alternativene sterkt avhenger av hvilken prisprognose som benyttes. I tillegg benyttes Monte Carlo simulering for å ta hensyn til variasjon i daglige strømpriser og kraftproduksjon. Prisbanen for hver dag lages ved å benytte variansen i historiske data og gjennomsnittlige prisnivåer fra hver av prognosene. Videre finner vi at valg av prisprognose påvirker de resulterende nåverdiene (NPV) i mye større grad enn valget å bruke simulering for å ta hensyn til variasjon i daglige strømpriser og produksjon. Ved å benytte de forskjellige prisprognosene får vi NPV-resultater for vindkraftinvesteringen i intervallet -646 og 525 MNOK. Det er ingen tilgjengelig informasjon om faktiske PPA priser i det norske markedet. Uansett, det nåværende nivået på levelized cost of electricity (LCOE) tatt i betraktning, vil en PPA-pris i området 250-300 NOK virke rimelig. Ved å benytte denne antakelsen, blir resulterende NPV fra DCF-analysen for PPA-alternativet mellom -345 og 1009 MNOK. Resultatene understreker påvirkningskraften fra valg av prisprognose. Videre virker PPA-alternativet å ha potensiale for størst prosjektverdi og de minste tapene. Vi kan likevel ikke konkludere med hvilket alternativ som er foretrukket uten innsikt i faktiske PPA-priser i markedet. I tillegg har vi identifisert de mest fremtredende risikokategoriene for hvert av alternativene. Marked-/salgsrisiko og strategi-/businessrisiko er begge vurdert til å ha størst betydning i alternativet med å bygge og operere et vindkraftverk. Dette skyldes hovedsakelig usikkerhet rundt fremtidige strømpriser og teknologisk utvikling. Prisene vil påvirke lønnsomheten på et prosjekt betraktelig. Samtidig, den nåværende og hurtige teknologiske utviklingen innenfor vindkraftindustrien fører til at investeringer i vindkraft er risikabelt, fordi teknologien kan være utdatert kort tid etter at anlegget er åpnet. Dette vil være en konkurransemessig ulempe mot andre energikilder. Pris-/markedsrisiko og volum-/formrisiko er de mest fremtredende risikofaktorene for PPA-alternativet. Pris-/markedsrisikoen er risikoen for at strømprisene holder seg under PPA-prisen over en lengre tidsperiode, noe som fører til at kontrakten blir en konkurransemessig ulempe. Denne risikoen betraktes av mange selskaper som den mest betydelige. Volum-/formrisiko stammer fra behovet for å handle med markedet etter uoverensstemmelse mellom produksjonen fra vindkraftverket og kraftkonsumentens energibehov. Dette eksponerer kraftkonsumenten for stor usikkerhet vedrørende fremtidige strømpriser. Ved sammenlikning ser man at de fleste risikokategoriene har liknende konsekvenser og sannsynlighet, med unntak av utvikling-/konstruksjonsrisiko og motpart-/kredittrisiko. For PPA-alternativet er motpartsrisikoen betydelig, mens utviklingsrisikoen er lavere sett i forhold til vindkraftsalternativet. For vindkraftsalternativet er konkurs eller anleggssvikt de verste mulige utfallene. Dersom det skulle skje, vil konsekvensen for PPA-kunden være at kontrakten termineres og de vil måtte inngå en ny kontrakt med en annen leverandør. Dermed vil de verste konsekvensene alltid være størst for eieren av et vindkraftverk enn for en PPA-kunde. Resultatene våre indikerer at PPA-alternativet er foretrukket av de to mulighetene som er vurdert, når både lønnsomhet og risikoeksponering er tatt i betraktning. Konklusjonen blir derfor at så lenge strømprisene er under det gjennomsnittlige LCOE-nivået for et vindkraftverk i Norge, vil å inngå en PPA være mest fordelaktig.In recent years, there are two major developments in Norwegian wind power emerging. Firstly, wind power projects are about to become profitable without government support. Secondly, power purchase agreements (PPA) related to wind power arise in the market. Many of the largest wind power projects in Norway have been realized because of funding from international investors, who require a PPA to enter a project. In this thesis we examine the two market tendencies, taking the perspective of a large power consumer situated in Norway. We will investigate whether to develop and operate an onshore wind power plant, or entering a wind power PPA, is a more beneficial position to cover the power demand of the consumer. To examine the problem, we provide relevant background information, consisting of common contract terms of PPAs and characteristics of recent Norwegian wind projects. Moreover, we propose several models to evaluate the financial aspects of the two positions, including discounted cash flow (DCF) and Monte Carlo simulation. These approaches are chosen based on what is predominantly used in the industry, with the aim to make the results intuitive to industry professionals. Gathering characteristics of recent Norwegian wind projects, we create a case of input values representing the current market. The case is analysed using the presented models, to obtain numerical results to evaluate the positions. Lastly, a qualitative risk assessment is undertaken, where relevant risk categories are examined, emphasizing examples regarding Norway. When conducting our financial analyses of the two positions, we consider three price forecasts for the Norwegian market, originating from credible sources; the Norwegian grid operator Statnett, the Norwegian Water Resources and Energy Directorate (NVE) and Wattsight, a consulting company within the power industry. From our DCF analyses, we find that the value of both positions is very sensitive to which price forecast is used. Additionally, we use Monte Carlo simulation to be able to account for variation in daily power prices and power production. The daily price paths are calibrated by using the variance in historical data and the average levels of price forecasts. We find that the resulting net present values (NPVs) display less sensitivity toward the simulated variability of production and prices, compared to the impact of using different price forecasts to set the average power price level. We obtain NPV results for our wind power case plant within the range of -646 and 525 MNOK, using the various predicted paths of the forecasts. There is no available information about actual PPA prices in the Norwegian market. However, based on the current level of levelized cost of electricity (LCOE) for recent wind projects, a PPA price in the interval 250-300 NOK/MWh, is assumed reasonable. Applying this, the resulting NPV from the DCF analysis for the PPA position is between -345 and 1009 MNOK. Hence, our results indicate that using different forecasts has vast impact on the project value and emphasize the sensitivity of the positions toward future power prices. However, the numerical results indicate that the PPA position has the potential to deliver the highest project value and lowest losses compared to the wind power plant position. Nevertheless, concluding which position is preferable would demand insight into existent PPA prices in the market. We have also identified the prominent risk categories for each of the positions. Market/sales and strategic/business risks are considered as most significant to the wind power plant position. This is primarily due to uncertainty regarding future power prices and technological development. The prices will vastly impact the project profitability, and the current rapid technological evolution within wind power makes investments risky, as the technology of today may be outdated shortly after project initiation, rendering it a competitive disadvantage. Pricing/market and volume/shape risks are considered as the most prominent risk categories for the PPA position. Pricing/market risk is concerned with that market prices stay below the PPA price for extensive periods, making the contract a competitive disadvantage. Companies regard this as the most severe risk of a PPA. Volume/shape risk is related to trading in the market because of mismatch between production and consumption, exposing the PPA customer to the great uncertainty regarding future power prices. Comparing the positions, most risks are of similar impact and probability, except the development/construction and counterparty/credit risks. For the PPA position, the counterparty risk is more prominent, whereas the development risk is lower, compared to the plant position. To the plant position, a bankruptcy or plant default constitutes the worst potential scenario. The worst outcome for a PPA customer, caused by default or bankruptcy of the producer, is termination of the PPA, incurring the need to acquire a new contract. Hence, the impact for the plant position is always more severe than for the PPA position. Overall, our results suggest that, of the positions considered, a PPA is preferable considering both profitability and risk exposure. This will be valid as long as its price is below the current average LCOE level found in the wind power market. \hfill \bigski

Power purchase agreement vs. investment in power generation: Analysing the trade-offs for a large industrial power consumer considering wind power in the Norwegian market

De siste årene har man observert to tydelige utviklingstrekk innenfor norsk vindkraft. Det første er at vindkraftprosjekter begynner å bli lønnsomme uten statlige subsidier. Nummer to er den økte bruken av såkalte kraftkjøpsavtaler (PPA) i markedet. Mange av de største vindprosjektene i Norge er finansiert av utenlandske investorer, på det grunnlag at prosjektet har en PPA. I denne oppgaven undersøker vi disse tendensene sett fra perspektivet til en bedrift med høyt kraftforbruk, en stor kraftkonsument, med tilholdssted i Norge. Vi ønsker å finne ut om kraftkonsumenten vil være best tjent ved å konstruere sitt eget landbaserte kraftverk eller å inngå en PPA for å dekke sitt energibehov. Relevant bakgrunnsinformasjon som typiske vilkår for en PPA og karakteristiske verdier for et gjennomsnittlig norsk vindkraftverk presenteres for å gi økt innsikt til problemstillingen. Videre foreslår vi ulike modeller for å evaluere de økonomiske aspektene ved begge alternativer, inkludert diskonterte kontantstrømmer (DCF) og Monte Carlo simulering. Disse tilnærmingene er valgt basert på deres utbredte anvendelse i industrien, ettersom formålet med oppgaven er å gjøre resultatene intuitive for aktører innenfor vindkraft. Vi bygger et case studie representativt for det nåværende markedet ved å benytte karakteristiske verdier for nylige norske vindkraftprosjekter. Deretter analyseres case studiet ved å bruke modellene som er foreslått, med formål om å oppnå numeriske resultater nyttige for å vurdere de to alternativene kraftkonsumenten står mellom. Til slutt er det foretatt en kvalitativ risikovurdering, hvor relevante risikokategorier er undersøkt, underbygget av eksempler fra det norske markedet. Tre ulike prisprognoser er benyttet for å analysere de finansielle aspektene, alle fra troverdige kilder; den norske nettoperatøren Statnett, Norges vasskraft og energidirektorat (NVE) og Wattsight, et konsulentselskap med fokus på energibransjen. Fra DCF-analysen fremkommer det tydelig at verdien av investeringen for hvert av alternativene sterkt avhenger av hvilken prisprognose som benyttes. I tillegg benyttes Monte Carlo simulering for å ta hensyn til variasjon i daglige strømpriser og kraftproduksjon. Prisbanen for hver dag lages ved å benytte variansen i historiske data og gjennomsnittlige prisnivåer fra hver av prognosene. Videre finner vi at valg av prisprognose påvirker de resulterende nåverdiene (NPV) i mye større grad enn valget å bruke simulering for å ta hensyn til variasjon i daglige strømpriser og produksjon. Ved å benytte de forskjellige prisprognosene får vi NPV-resultater for vindkraftinvesteringen i intervallet -646 og 525 MNOK. Det er ingen tilgjengelig informasjon om faktiske PPA priser i det norske markedet. Uansett, det nåværende nivået på levelized cost of electricity (LCOE) tatt i betraktning, vil en PPA-pris i området 250-300 NOK virke rimelig. Ved å benytte denne antakelsen, blir resulterende NPV fra DCF-analysen for PPA-alternativet mellom -345 og 1009 MNOK. Resultatene understreker påvirkningskraften fra valg av prisprognose. Videre virker PPA-alternativet å ha potensiale for størst prosjektverdi og de minste tapene. Vi kan likevel ikke konkludere med hvilket alternativ som er foretrukket uten innsikt i faktiske PPA-priser i markedet. I tillegg har vi identifisert de mest fremtredende risikokategoriene for hvert av alternativene. Marked-/salgsrisiko og strategi-/businessrisiko er begge vurdert til å ha størst betydning i alternativet med å bygge og operere et vindkraftverk. Dette skyldes hovedsakelig usikkerhet rundt fremtidige strømpriser og teknologisk utvikling. Prisene vil påvirke lønnsomheten på et prosjekt betraktelig. Samtidig, den nåværende og hurtige teknologiske utviklingen innenfor vindkraftindustrien fører til at investeringer i vindkraft er risikabelt, fordi teknologien kan være utdatert kort tid etter at anlegget er åpnet. Dette vil være en konkurransemessig ulempe mot andre energikilder. Pris-/markedsrisiko og volum-/formrisiko er de mest fremtredende risikofaktorene for PPA-alternativet. Pris-/markedsrisikoen er risikoen for at strømprisene holder seg under PPA-prisen over en lengre tidsperiode, noe som fører til at kontrakten blir en konkurransemessig ulempe. Denne risikoen betraktes av mange selskaper som den mest betydelige. Volum-/formrisiko stammer fra behovet for å handle med markedet etter uoverensstemmelse mellom produksjonen fra vindkraftverket og kraftkonsumentens energibehov. Dette eksponerer kraftkonsumenten for stor usikkerhet vedrørende fremtidige strømpriser. Ved sammenlikning ser man at de fleste risikokategoriene har liknende konsekvenser og sannsynlighet, med unntak av utvikling-/konstruksjonsrisiko og motpart-/kredittrisiko. For PPA-alternativet er motpartsrisikoen betydelig, mens utviklingsrisikoen er lavere sett i forhold til vindkraftsalternativet. For vindkraftsalternativet er konkurs eller anleggssvikt de verste mulige utfallene. Dersom det skulle skje, vil konsekvensen for PPA-kunden være at kontrakten termineres og de vil måtte inngå en ny kontrakt med en annen leverandør. Dermed vil de verste konsekvensene alltid være størst for eieren av et vindkraftverk enn for en PPA-kunde. Resultatene våre indikerer at PPA-alternativet er foretrukket av de to mulighetene som er vurdert, når både lønnsomhet og risikoeksponering er tatt i betraktning. Konklusjonen blir derfor at så lenge strømprisene er under det gjennomsnittlige LCOE-nivået for et vindkraftverk i Norge, vil å inngå en PPA være mest fordelaktig.In recent years, there are two major developments in Norwegian wind power emerging. Firstly, wind power projects are about to become profitable without government support. Secondly, power purchase agreements (PPA) related to wind power arise in the market. Many of the largest wind power projects in Norway have been realized because of funding from international investors, who require a PPA to enter a project. In this thesis we examine the two market tendencies, taking the perspective of a large power consumer situated in Norway. We will investigate whether to develop and operate an onshore wind power plant, or entering a wind power PPA, is a more beneficial position to cover the power demand of the consumer. To examine the problem, we provide relevant background information, consisting of common contract terms of PPAs and characteristics of recent Norwegian wind projects. Moreover, we propose several models to evaluate the financial aspects of the two positions, including discounted cash flow (DCF) and Monte Carlo simulation. These approaches are chosen based on what is predominantly used in the industry, with the aim to make the results intuitive to industry professionals. Gathering characteristics of recent Norwegian wind projects, we create a case of input values representing the current market. The case is analysed using the presented models, to obtain numerical results to evaluate the positions. Lastly, a qualitative risk assessment is undertaken, where relevant risk categories are examined, emphasizing examples regarding Norway. When conducting our financial analyses of the two positions, we consider three price forecasts for the Norwegian market, originating from credible sources; the Norwegian grid operator Statnett, the Norwegian Water Resources and Energy Directorate (NVE) and Wattsight, a consulting company within the power industry. From our DCF analyses, we find that the value of both positions is very sensitive to which price forecast is used. Additionally, we use Monte Carlo simulation to be able to account for variation in daily power prices and power production. The daily price paths are calibrated by using the variance in historical data and the average levels of price forecasts. We find that the resulting net present values (NPVs) display less sensitivity toward the simulated variability of production and prices, compared to the impact of using different price forecasts to set the average power price level. We obtain NPV results for our wind power case plant within the range of -646 and 525 MNOK, using the various predicted paths of the forecasts. There is no available information about actual PPA prices in the Norwegian market. However, based on the current level of levelized cost of electricity (LCOE) for recent wind projects, a PPA price in the interval 250-300 NOK/MWh, is assumed reasonable. Applying this, the resulting NPV from the DCF analysis for the PPA position is between -345 and 1009 MNOK. Hence, our results indicate that using different forecasts has vast impact on the project value and emphasize the sensitivity of the positions toward future power prices. However, the numerical results indicate that the PPA position has the potential to deliver the highest project value and lowest losses compared to the wind power plant position. Nevertheless, concluding which position is preferable would demand insight into existent PPA prices in the market. We have also identified the prominent risk categories for each of the positions. Market/sales and strategic/business risks are considered as most significant to the wind power plant position. This is primarily due to uncertainty regarding future power prices and technological development. The prices will vastly impact the project profitability, and the current rapid technological evolution within wind power makes investments risky, as the technology of today may be outdated shortly after project initiation, rendering it a competitive disadvantage. Pricing/market and volume/shape risks are considered as the most prominent risk categories for the PPA position. Pricing/market risk is concerned with that market prices stay below the PPA price for extensive periods, making the contract a competitive disadvantage. Companies regard this as the most severe risk of a PPA. Volume/shape risk is related to trading in the market because of mismatch between production and consumption, exposing the PPA customer to the great uncertainty regarding future power prices. Comparing the positions, most risks are of similar impact and probability, except the development/construction and counterparty/credit risks. For the PPA position, the counterparty risk is more prominent, whereas the development risk is lower, compared to the plant position. To the plant position, a bankruptcy or plant default constitutes the worst potential scenario. The worst outcome for a PPA customer, caused by default or bankruptcy of the producer, is termination of the PPA, incurring the need to acquire a new contract. Hence, the impact for the plant position is always more severe than for the PPA position. Overall, our results suggest that, of the positions considered, a PPA is preferable considering both profitability and risk exposure. This will be valid as long as its price is below the current average LCOE level found in the wind power market. \hfill \bigski

PFAS belastning på torskepopulasjonen i indre Oslofjord: Romlige variasjon, sett i sammenheng med miljøeksponering, og fysiologiske stressresponser

Indre Oslofjord har en moderat økologisk - og en dårlig kjemisk tilstand. Torskebestanden har hatt en kraftig nedgang hvor individene er i relativt dårlig forfatning med få tegn til bedring, til tross fangstforbud av torsk siden 2019. Miljøgiftbelastningen i fjorden er moderat, og anses som en del av Oslofjordens utfordringer med flere kunnskapshull blant annet rettet mot effekter på torsk. Reguleringer av Per- og polyfluorerte forbindelser (PFAS) blir stadig strengere, og denne stoffgruppen er blant de prioriterte miljøgiftene i indre Oslofjord, med spesielt fokus på perfluoroktan-sulfonat (PFOS), som blir funnet i torskelever og miljøet i fjorden. På bakgrunn av dette ble kunnskapshull knyttet til romlig variasjon i PFAS konsentrasjon i torsk og miljøet, samt mulige fysiologiske effekter fra PFAS eksponering undersøkt, med spesielt fokus på PFOS. Prøvematerialet ble innhentet høsten 2024, og bestod av torskelever, sediment og bunnvannsprøver fra soner i en indre gradient med en generell forventning om høyest PFAS konsentrasjon innerst i Oslofjorden fra Bærumsbassenget > Ostøya > Ildjernet, og lavere lenger ute ved sonen i Drøbak. Torskens kondisjonsfaktor, leversomatiske indeks (LSI), alder og aldersjusterte lengde ble beregnet fra feltmålinger. Høypresisjonsvæskekromatografi-massespektrometri ble benyttet for kvantifisering av PFAS konsentrasjon i bunnvann-, sediment- og leverprøverLoss of igniton ble benyttet som metode for å anslå andelen organisk materiale i sediment, i forbindelse med sorpsjon av PFAS. Resultatene indikerte en trend for bunnvann der det ble detektert flest PFAS med alkylkjeder kortere enn 8C i bunnvann, hvor PFPeA hadde høyest konsentrasjon ≤ 0,52 ng/kg. PFOS ble målt over grenseverdien i kystvann på 0,13 ng/l i alle sonene for kroniske toksiske eksponeringseffekter ved langtidseksponering av kystvann, med høyest måling i Bærumsbassenget på 0,34 ng/kg. Dette var også tilfellet for PFOS som hadde høyest konsentrasjon i sediment, hvor alle sonegjennomsnitt var over 0,23 ng/g, med høyest konsentrasjon ved prøvepunktet nord for Håøya ved Drøbak på 0,68 ng/g våtvekt og lavest ved Bærumsbassenget på 0,24 ng/g. PFUnDA hadde nest høyest konsentrasjon i sediment, også høyest nord for Håøya (0,41 ng/g våtvekt). Generelt var konsentrasjonen av PFAS høyest i Drøbak, noe som ikke var forventet med hensyn på gradienten. målingene i sediment var lavest for Ildjernet og prøvepunktet ved Drøbak sør for Håøya. I bunnvann var dette tilfelle for de to nordligste prøvepunktene ved Drøbak nord og øst for Håøya. Disse trenden var ikke entydige for samtlige PFAS-forbindelser. På bakgrunn av dette kan det antas at mulige kilder både er langtransporterte og lokale, og kan være et tema å undersøke videre. av PFAS-forbindelser i torskelever viste at PFOS også var den dominerende forbindelsen over alle sonene med konsentrasjon ≥ 5,06 ng/g våtvekt, hvor konsentrasjonen for Drøbak var > EQS på 9,1 ng/g våtvekt som indikerer toksisk effektnivå. Det var samtidig stor spredning i målinger for torsk fanget i Drøbak. PFOA ble detektert langt under EQS for alle prøvetypene, med høyeste konsentrasjon på 0,09 ng/g våtvekt i torskelever (EQS = 91 ng/g). Det ble observert en sammenheng mellom økende PFAS konsentrasjon i torskelever og i sediment, spesielt med hensyn på PFOS, når sedimentprøvene fra hele området ved Drøbaksonen nord og øst for Håøya ble inkludert. Dette kan indikerer at det er variasjon i områdebruk mellom individene som ble målt, og at vandring og habitatutnyttelse kan påvirke PFAS opptaket. Det ble funnet en negativ korrelasjon mellom flere PFAS, deriblant PFOS, i lever og LSI, som indikerer at PFAS bidrar som en stressfaktor på torsken i indre Oslofjorden. Samtidig kreves det videre undersøkelser for å forklare kausaliteten mellom LSI, PFOS og evt. andre stressorer, i tillegg til videre forståelse av torskens vandringsmønster.The Inner Oslofjord has been evaluated to be in a moderate ecological- and a bad chemical state. This has also been observed in the declining and poor cod population, where the improving effects of the protection act induced in 2019 is yet to be seen. The load of environmental pollutants in the fjord is moderate and is viewed as one of the challenges with several knowledge gaps also angled to the effects on cod. Stricter regulations of Per- and polyfluorinated species (PFAS) are increasing, and the compound is one of the prioritized pollutant groups in the Inner Oslofjord, especially considering the species perfluoroktan-sulfonat (PFOS), and is measured in both cod liver and the environment in the fjord. Based on this, the aim was to study the knowledge gaps in context with the spatial variation of PFAS in cod and the environment, as well as the possible effects from exposure focusing on PFOS. The cod liver, sediment and seawater samples were collected in the autumn of 2024, from four zones. There was expected a gradient in PFAS concentration based on the zones in this order: Bærumsbassenget > Ostøya > Ildjernet > Drøbak. The fish's condition factor (K-factor), liver somatic index (LSI), age and age adjusted length were derived from field measurements. High-performance liquid chromatography-mass spectrometry was chosen as the analysis method to quantify PFAS in the samples, and loss of ignition was applied to estimate the amount of organic material in the sediment samples. The results indicated a trend where the short chained PFAS ( 0,23 ng/g. The highest concentration at 0,68 ng/g wet weight (ww) was measured in Drøbak at the sample point north of Håøya, and the lowest = 0,24 ng/g ww was measured for the zone in Bærumbassenget. PFUnDA had the second highest average over all zones, and the highest concentration (0,41 ng/g ww) was also found north of Håøya. This general trend with highest concentrations in parts of the Drøbak zone, did not correspond with the expected gradient. However, the lowest PFAS concentrations were found in Drøbak south of Håøya, and at Ildjernet. The sample points north and east of Håøya had the lowest concentrations in seawater. This was not an unambiguous trend for alle the PFAS compounds and can indicate that the sources to PFAS in the Oslofjord arrive from both point sources and long-range transport. PFOS was the dominating species in cod liver, where all zones had an concentration ≥ 5,06 ng/g ww, and the highest was found to be in Drøbak > Environmental quality standard (EQS) at 9,1 ng/g ww indicating levels exceeding toxic effect concentration. The observations for cod in Drøbak had, however, the biggest dispersion. PFOA was detected far below the EQS for all samples, with the highest concentration at 0,09 ng/g ww. There was a statistically significant relation between increasing PFAS concentration in cod liver and sediment, especially considering PFOS when alle the sediment sample points were included. This indicates that the dispersion in PFOS concentration between cod individuals seen in Drøbak might be due to variation in migration and habitat utilization. There was found a negative correlation between several PFAS, PFOS amongst others, and LSI, which implies that PFAS might contribute as a stress factor. Meanwhile, there is still required further investigation of the causal relationship between PFOS, LSI and other stressors that the cod in the Inner Oslofjord are exposed to