附录 99.2

BAYTEX 能源公司

管理层的讨论与分析

在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中

日期为 2023 年 5 月 4 日

以下是管理层对Baytex Energy Corp. 截至2023年3月31日的三个月运营和财务业绩的讨论和分析（“MD&A”）。此信息是在 2023 年 5 月 4 日之前提供的。在本MD&A中，提及 “Baytex”、“公司”、“我们” 和 “我们的” 以及类似术语合并指的是 Baytex Energy Corp. 及其子公司，除非上下文另有要求。已将截至2023年3月31日的三个月（“2023年第一季度”）的业绩与截至2022年3月31日的三个月（“2022年第一季度”）的业绩进行了比较。本MD&A应与公司截至2023年3月31日的三个月未经审计的简明合并中期财务报表（“合并财务报表”）、截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度的经审计的比较合并财务报表以及随附的附注以及截至2022年12月31日的年度信息表（“AIF”）一起阅读。这些文件和有关Baytex的其他信息可在SEDAR网站www.sedar.com和美国证券交易委员会www.sec.gov上查阅。除非另有说明，否则所有金额均以加元为单位，所有表格金额均以千加元为单位，百分比和每股普通股金额或另有说明除外。

在本MD&A中，每桶石油当量（“boe”）的数量是使用六千立方英尺的天然气转换为一桶石油的转换率计算得出的，这是一种适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。虽然它可用于比较衡量，但它可能无法准确反映单个产品的价值，如果单独使用，可能会产生误导。

根据国际会计准则理事会规定的国际财务报告准则（“IFRS”），本MD&A包含前瞻性信息和陈述以及某些不具有任何标准化含义的指标。“营业净回报”、“自由现金流”、“平均特许权使用费率”、“重油，扣除混合和其他支出” 和 “扣除混合和其他支出的总销售额” 等术语是特定的财务指标，不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义，因此可能无法与使用类似术语的其他公司提出的类似衡量标准相提并论。本 MD&A 还包含 “调整后资金流”、“总负债”、“净负债” 和 “净负债与调整后资金流比率” 等术语，它们是资本管理指标。请参阅我们关于前瞻性信息和陈述的咨询意见以及MD&A末尾的特定财务指标摘要。

BAYTEX 能源公司

Baytex Energy Corp. 是一家专注于北美的能源公司，总部位于艾伯塔省卡尔加里。该公司在加拿大和美国（“美国”）开展业务。加拿大的运营部门包括我们在维京和杜弗奈的轻油资产、我们在和平河和劳埃德明斯特的重油资产以及我们在加拿大西部的常规石油和天然气资产。美国的运营部门包括我们在德克萨斯州的鹰福特资产。

拟议的业务合并

2023年2月28日，Baytex宣布已签订收购Ranger Oil Corporation（“Ranger”）的最终协议（“协议”），Ranger Oil Corporation是一家在鹰福特开展业务的石油和天然气勘探和生产公司（“合并交易”）。合并交易已获得Baytex和Ranger董事会的一致批准，预计将于2023年第二季度完成，但须获得两家公司股东的批准并满足其他惯例成交条件。合并交易极大地扩大了我们的Eagle Ford规模，并为在加拿大西部沉积盆地和伊格尔福特河上有效配置资本提供了一个运营平台，同时提高了每股指标。

合并交易创造了更具弹性和可持续性的业务，增加了收入，提高了利润率并增加了库存，这将为更稳健的股东回报框架提供可能。收盘后，我们打算将股东的直接回报提高到合并后公司产生的自由现金流的50％，包括预计推出的每股0.0225美元的季度股息。为了兑现我们的股东回报承诺，我们打算将2023年1月1日至2023年股票回购计划结束期间产生的自由现金流的25％包括在内。

该协议规定，在发生某些终止事件时，任何一方都可能需要向另一方支付各自的终止费，即6000万美元的Ranger终止费和1亿美元的Baytex终止费。

合并交易将由现金和股票共同提供资金。Baytex将为每股Ranger股票发行7.49股普通股，每股Ranger支付13.31美元，同时承担Ranger的净负债。交易的现金部分将由Baytex扩大的信贷额度提供资金，该额度将在交易完成后增加至11亿美元，两年期定期贷款额度将增加至2.5亿美元，发行8亿美元优先无抵押票据的收益

到期 2030 年。Baytex 于 2023 年 4 月 27 日完成了 8 亿美元本金的优先无抵押票据的发行，所得款项存入托管账户，前提是合并交易完成。

在截至2023年3月31日的三个月中，Baytex承担了890万美元的交易成本，包括与合并相关的咨询、财务咨询、法律和申请费用。运营结果和MD&A不包括Ranger的业绩。公司将在完成合并交易后纳入Ranger的业绩，并将在届时更新指导方针。

第一季度亮点

除了与Ranger进行合并交易外，Baytex在2023年第一季度还取得了强劲的运营和财务业绩。86,760 boe/d的产量比2022年第一季度增长了7％，这反映了我们在加拿大重油资产的增长以及我们在美国和加拿大成功开发计划的强劲油井业绩。我们在勘探和开发支出上投资了2.336亿美元，并在2023年第一季度创造了2.37亿美元的调整后资金流（1）。

我们2023年上半年的资本计划侧重于2023年第一季度，因为在季节性条件限制了我们在加拿大的运营能力之前，我们在第一季度完成了大部分上半年的钻探。2023年第一季度，我们的勘探和开发支出总额为2.336亿美元，与我们在5.75亿至6.5亿美元的年度资本计划中的预期一致。我们在2023年第一季度在加拿大投资了1.846亿美元，使25口（净24.8口）重油井和64口（净值59.6口）轻油井投入生产。2023年第一季度，加拿大的平均产量为60,651桶/日，而2022年第一季度为53,385英镑/日，这要归因于我们在Peavine的Clearwater资产的持续走强以及我们重油投资组合的整体增长。在美国，我们在2023年第一季度投资了4,900万美元，使24口（净6.4口）油井投入生产。2023年第一季度，美国的平均产量为26,109英镑/日，而2022年第一季度为27,482桶/日。美国的产量略有下降，我们的非运营面积的整体活动有所减少。

由于各国央行继续提高利率以对抗通货膨胀，人们担心经济放缓会导致原油需求减少，油价在2023年第一季度下跌。2023年第一季度，WTI和WCS差异基准平均为每桶76.13美元，每桶24.77美元，而2022年第一季度分别为94.29美元和14.53美元/桶。2023年第一季度调整后的资金流（1）为2.37亿美元，经营活动产生的现金流为1.849亿美元，反映了与2022年第一季度相比，大宗商品价格较低，当时我们的调整后资金流为2.796亿美元，经营活动产生的现金流为1.99亿美元。

随着我们积极的2023年第一季度资本计划和大宗商品价格的下跌，截至2023年3月31日，净负债（1）为9.952亿美元，与2022年12月31日的9.874亿美元持平。合并交易完成后，我们打算将合并后公司产生的自由现金流的50％分配给股东回报，包括预期的每股0.0225美元的季度股息。为了兑现我们的股东回报承诺，我们打算将2023年1月1日至合并结束产生的自由现金流的25％用于我们的2023年股票回购计划。

（1）资本管理措施。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

2023 年指南

下表将我们的2023年年度指引与2023年第一季度的业绩进行了比较，不包括Ranger。合并交易完成后，我们将提供更新的2023年指南。我们的2023年产量指导区间保持不变，为86,000至89,000桶/日，预算的勘探和开发支出为5.75亿至6.5亿美元。

(1) 正如2022年12月7日宣布的那样。

(2) 特定财务指标不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似衡量标准的计算结果进行比较。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

(3) 有关这些衡量标准构成的描述，请参阅本 MD&A 的运营费用、运输费用、一般和管理费用以及融资和利息支出部分。

操作结果

加拿大运营部门包括我们在维京和杜弗奈的轻油资产、我们在和平河和劳埃德明斯特的重油资产以及我们在加拿大西部的常规石油和天然气资产。美国的运营部门包括我们在德克萨斯州的鹰福特资产。

制作

2023年第一季度的产量为86,760 boe/d，而2022年第一季度的产量为80,867 boe/d。与2022年第一季度相比，2023年第一季度的总产量更高，这要归功于我们在加拿大的成功开发计划，其中包括克利尔沃特开发计划的强劲油井业绩。

在加拿大，2023年第一季度的产量为60,651桶牛油/日，而2022年第一季度的产量为53,385英镑/日。我们成功的开发计划以及我们在Peavine的克利尔沃特资产的强劲表现使英国央行2023年第一季度的产量与2022年第一季度相比增加了7,266人。2023年第一季度，Peavine的平均产量为11,760 boe/d，而2022年第一季度为3,154个 boe/d。

在美国，2023年第一季度的产量为26,109 boe/d，而2022年第一季度的产量为27,482 boe/d。与2022年第一季度相比，美国的产量在2023年第一季度有所下降，这是由于我们的土地活动减少以及本季度晚些时候投入生产的油井比例增加。我们在2023年第一季度开始了24口（净6.4口）油井的生产，而2022年第一季度为17口（4.8口净）井。

2023年第一季度英国央行/日的总产量为86,760个，与预期一致，在我们2023年约为86,000-89,000英镑/日的年度预期范围内。

大宗商品价格

我们的原油和天然气生产价格直接影响我们的收益、自由现金流和财务状况。

原油

2023年第一季度，全球原油基准定价走低，原因是各国央行继续提高利率以应对通货膨胀，这导致人们对经济活动放缓和原油需求放缓的预期。因此，2023年第一季度的WTI基准价格平均为76.13美元/桶，而2022年第一季度，由于地缘政治因素造成的供应不确定性，WTI基准价格走高，平均为94.29美元/桶。

我们将美国原油产量收到的价格与德克萨斯州休斯敦的麦哲伦东休斯顿（“MEH”）原油价格进行了比较，后者是美国墨西哥湾沿岸轻油定价的代表性基准。2023年第一季度，MEH基准平均为77.42美元/桶，低于2022年第一季度的96.72美元/桶。由于进入全球市场，MEH基准的交易价格高于WTI。2023年第一季度，MEH对WTI的基准溢价为1.29美元/桶，而2022年第一季度的溢价为2.43美元/桶。与2022年第一季度相比，2023年第一季度，MEH基准的交易价格低于WTI，这是由于2023年第一季度炼油厂检修和停电导致墨西哥湾沿岸的加工能力中断。

由于缺乏从加拿大西部进入多元化市场的出口，加拿大石油贸易的价格低于WTI。加拿大石油价格与WTI的差异会根据加拿大西部的产量和库存水平而波动。

我们将加拿大轻油生产的收到的价格与埃德蒙顿的基准油价进行了比较。2023年第一季度，埃德蒙顿的平均面价为99.04美元/桶，而2022年第一季度为115.66美元/桶。2023年第一季度，埃德蒙顿面值与WTI的折扣为2.88美元/桶，这与2022年第一季度的折扣为2.94美元/桶一致。

我们将加拿大重油产量获得的价格与WCS重油基准价格进行了比较。2023年第一季度的WCS重油平均价格为69.44美元/桶，而2022年同期为100.99美元/桶。2023年第一季度，WCS重油差价为24.77美元/桶，高于2022年第一季度的14.53美元/桶，这是由于炼油厂的周转减少了2023年对加拿大重油的需求。

天然气

我们在美国的天然气产量参照纽约商品交易所（“NYMEX”）天然气指数定价。冬季气温温和以及出口码头中断导致全球需求减少导致纽约商品交易所天然气基准指数下降，2023年第一季度的平均为3.42美元/百万英热单位，而2022年第一季度为4.95美元/百万英热单位。

在加拿大，我们收到基于AECO基准的天然气定价，由于加拿大天然气生产的市场准入有限，该基准的交易价格继续低于纽约商品交易所。2023年第一季度，AECO基准平均为4.34美元/立方英尺，与2022年第一季度的4.59美元/立方英尺相对一致。

下表比较了截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月的精选基准价格和我们的平均已实现销售价格。

(1) WTI是指适用期内纽约商品交易所即时月WTI的算术平均值。

(2) MEH 指适用期内阿格斯WTI 休斯敦差价加权指数价格的算术平均值。

(3) 埃德蒙顿面值是指基准都市固体废物原油的平均发布价格。

(4) WCS是指基准WCS重油的平均发布价格。

（5）AECO是指《加拿大天然气价格记者》（“CGPR”）发布的AECO算术平均前月指数价格。

(6) NYMEX是指CGPR公布的纽约商品交易所最后一天平均指数价格。

(1) 按适用期内轻油和凝析油、液化天然气或天然气销售量除以桶石油当量产量计算。

(2) 特定财务指标不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似衡量标准的计算结果进行比较。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

平均已实现销售价格

2023年第一季度，扣除混合费用和其他支出，我们每个英国央行（1）的总销售额为63.48美元/英国央行，而2022年第一季度为86.89美元/英国央行。在加拿大，我们2023年第一季度的59.71美元/英国央行的已实现价格为26.10美元，低于2022年第一季度的85.81美元/英国央行。2023年第一季度，我们在美国的已实现价格为72.22美元/英国央行，比2022年第一季度每英国央行的89.00美元低16.78美元。我们在2023年第一季度在加拿大和美国的已实现价格下降是北美基准价格较2022年同期下降的结果。

我们将我们在加拿大的轻油已实现价格与埃德蒙顿的基准面值价格进行了比较。我们在2023年第一季度实现的轻油和凝析油价格（2）为99.23美元/桶，而2022年第一季度为113.91美元/桶。我们2023年第一季度的已实现轻油和凝析油价格随着基准价格的下降而下降，比2023年第一季度的埃德蒙顿面价0.19美元/桶溢价，而2022年第一季度的折扣为1.75美元/桶。由于2023年第一季度维京业务部门内部的某些营销安排实现了强劲的价格实现，我们实现了高于埃德蒙顿面值的溢价。

我们将美国轻油和凝析油产量的收到的价格与MEH基准进行了比较。我们在2023年第一季度实现的轻油和凝析油平均价格为每桶103.27美元，而2022年第一季度为121.82美元/桶。以美元表示，我们在2023年第一季度实现的轻油和凝析油价格为76.38美元/桶，这意味着2023年第一季度对MEH的折扣为1.04美元/桶，这与2022年第一季度每桶0.50美元的折扣一致。

2023年第一季度，扣除混合和其他费用 (1)，我们的已实现重油价格平均为每桶51.15美元，而2022年第一季度为89.38美元/桶。这比2022年第一季度下降了38.23美元/桶，而同期WCS基准价格下跌了31.55美元/桶。我们的已实现价格下降幅度超过基准价格，因为与2022年第一季度相比，根据WCS基准，购买用于混合的冷凝水的成本高于基于WCS基准的混合产品的销售额。

根据我们液化天然气产量的产品组合以及标的产品的市场价格变化，我们的已实现液化天然气价格占WTI的百分比可能因时期而异。2023年第一季度，我们的已实现液化天然气价格（2）为33.63美元/桶，占WTI（以加元计算）的33％，而2022年第一季度为42.91美元/桶，占WTI（以加元计算）的36％。我们实现价格的下降主要是由于2023年第一季度与2022年第一季度相比，2023年第一季度的WTI定价较低，因为我们的已实现价格占WTI的百分比在这两个时期都相对稳定。

我们将加拿大的已实现天然气价格与AECO基准价格和美国的纽约商品交易所基准价格进行了比较。我们在加拿大和美国的部分天然气基于相应的每日指数定价，其波动独立于相关的月度指数。在美国，我们在2023年第一季度的已实现天然气价格（2）为2.97美元/立方英尺，而2022年第一季度为4.79美元/立方英尺，这主要是纽约商品交易所基准指数同期下跌的结果。在加拿大，2023年第一季度的已实现天然气价格为3.53美元/立方英尺，而2022年第一季度为4.64美元/立方英尺，由于某些现货销售低于月度指数，跌幅超过了同期AECO基准的跌幅。

(1) 特定财务指标不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似衡量标准的计算结果进行比较。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

(2) 按适用期内轻油和凝析油、液化天然气或天然气销售量除以桶石油当量产量计算。

石油和天然气销售

(1) 特定财务指标不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似衡量标准的计算结果进行比较。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

2023年第一季度扣除混合和其他支出的总销售额为4.957亿美元，较2022年第一季度公布的6.324亿美元减少了1.367亿美元。总销售额的下降主要是由于2023年第一季度与2022年第一季度相比，2023年第一季度的已实现价格较低。

在加拿大，2023年第一季度扣除混合和其他支出的总销售额为3.259亿美元，较2022年第一季度公布的4.123亿美元减少了8,630万美元。下降的主要原因是2023年第一季度的已实现定价低于2022年第一季度，这导致扣除混合和其他支出的总销售额减少了1.424亿美元。较低的定价影响被产量增加部分抵消，与2022年第一季度相比，扣除混合和其他支出的总销售额增加了5,610万美元。

在美国，2023年第一季度的石油和天然气总销售额为1.697亿美元，较2022年第一季度公布的2.201亿美元减少了5,040万美元。由于已实现定价降低，石油和天然气总销售额减少了3,940万美元，与2022年第一季度相比，2023年第一季度产量下降了1,100万美元。

特许权使用费

特许权使用费支付给各种政府实体以及土地和矿产权所有者。特许权使用费是根据总收入或运营净回值减去特定重油项目的资本投资计算的，通常以扣除混合和其他费用后占总销售额的百分比表示。实际特许权使用费率可能因多种原因而变化，包括生产的商品、特许权使用费合同条款、商品价格水平、特许权使用费激励措施以及区域或管辖范围。下表汇总了我们截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月的特许权使用费和特许权使用费率。

(1) 平均特许权使用费率的计算方法是特许权使用费除以总销售额，扣除混合和其他费用。

(2) 特定财务指标不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似衡量标准的计算结果进行比较。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

(3) 每个英国央行的特许权使用费按适用期内的特许权使用费除以桶石油当量产量计算。

2023年第一季度的特许权使用费为9,330万美元，占总销售额的18.8％，而2022年第一季度为1.227亿美元，占19.4％。2023 年第 1 季度的特许权使用费较低，这是由于扣除混合和其他支出的总销售额与 2022 年第 1 季度相比有所下降。我们2023年第一季度的平均特许权使用费率为18.8％，低于2022年第一季度的19.4％，这是因为我们的重油产量增长导致我们在加拿大的产量比例更高。我们在2023年第一季度的平均特许权使用费率为18.8％，接近2023年20.0％至22.0％的年度指导区间的低端，这反映了2023年第一季度已实现的重油定价较低。

由于基准大宗商品价格下跌，我们在2023年第一季度在加拿大的平均特许权使用费率为13.5％，略低于2022年第一季度的14.0％。在美国，特许权使用费平均占2023年第一季度总销售额的29.1％，与2022年第一季度的29.5％一致，因为我们在美国生产的特许权使用费率不随价格而变化，但可能因我们的面积而异。

运营费用

(1) 每英镑的运营费用按适用时期的运营费用除以桶石油当量产量计算。

2023年第一季度的总运营支出为1.124亿美元（每英国央行14.40美元），而2022年第一季度为1.008亿美元（13.85美元/英国央行）。总运营支出的增加主要是由于与2022年第一季度相比，2023年第一季度的产量增加。我们的单位运营支出在2023年第一季度略有增加，这是由于与2022年第一季度相比，我们在加拿大的产量比例更大。2023年第一季度的每单位运营支出为14.40美元/英国央行，与2023年英国央行14.00美元至14.75美元的年度指导区间一致。

在加拿大，2023年第一季度的总运营支出为9,120万美元（每英国央行16.70美元），高于2022年第一季度的7,850万美元（16.35美元/英国央行），这是由于两个时期的单位运营支出相对稳定，产量增加。在美国，2023年第一季度的运营支出为2,120万美元（以美元计算为9.03美元/英国央行或6.68美元/英国央行），与2022年第一季度的2,220万美元（8.99美元/英国央行或7.10美元/英国央行以美元计算）基本一致。

交通费用

运输费用包括将生产从现场转移到销售点的成本。运输支出的最大部分与加拿大向管道和铁路码头运送石油有关，在我们寻求优化销售价格和卡车运输费率时，这可能因运输距离而异。

下表比较了我们截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月的运输费用。

(1) 每桶石油的运输费用按适用期间的运输费用除以桶石油当量产量计算。

2023年第一季度的交通费用为1,700万美元（2.18美元/英国央行），而2022年第一季度为920万美元（英国央行1.27美元）。2023年第一季度的总运输费用和单位成本有所增加，这是由于加拿大的重油产量增加以及与2022年第一季度相比卡车运输费率更高。2023年第一季度每单位运输费用为2.18美元/英国央行，与预期一致，略高于我们2023年1.90美元至2.10美元/英国央行的年度指导区间。

混合和其他费用

混合和其他费用主要包括为降低我们为满足管道规格而通过管道运输的重油的粘度而购买的混合稀释剂的成本。购买的稀释剂记作混合和其他费用。混合产品的收到的价格记录为重油销售收入。我们将混合和其他费用与重油销售相抵后，将产量的实际价格与基准定价进行比较。

2023年第一季度的混合和其他支出为5,970万美元，而2022年第一季度为4140万美元。混合和其他费用增加的主要原因是2023年第一季度与2022年第一季度相比，2023年第一季度重油产量和管道出货量增加。

金融衍生品

作为我们正常运营的一部分，我们面临大宗商品价格、外汇汇率、利率的变动和股价变动的影响。为了管理这些风险敞口，我们使用了各种金融衍生合约，旨在部分降低我们自由现金流的波动性。该期内结算的合同根据市场价格与合同价格和名义未偿交易量相比较得出已实现的收益或亏损。随着远期市场的波动和新合约的执行，未结算合约公允价值的变化作为该期间的未实现收益或亏损列报。下表汇总了我们截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月金融衍生品合约的业绩。

我们在2023年第一季度录得的金融衍生品总收益为1,460万美元，而2022年第一季度的亏损为2.406亿美元。2023年第一季度已实现的金融衍生品收益为540万美元，这主要是由于原油的市场价格稳定在我们的衍生品合约中设定的水平以下。2023年第一季度的未实现收益为920万美元，反映了预测原油定价的变化，该价格用于重新估值我们在2023年3月31日签订的原油合约的未结算名义交易量，相对于2022年12月31日。截至2023年3月31日，我们的金融衍生品合约的公允价值使净资产为1,930万美元，而截至2022年12月31日的净资产为1,010万美元。

截至2023年5月4日，我们有以下大宗商品金融衍生品合约。

(1) 基于该期间每单位的加权平均价格。

(2) 确定某些石油参考价格之间基差的合同。

(3) 截至2023年3月31日，Baytex的三向期权合约总成交量为9,500桶/日，平均卖出看跌价格为61.58美元/桶，平均买入看跌期权价格为每桶78.37美元，平均卖出看涨价为96.12美元/桶，还有一份5,000桶/日的项圈合约，买入看跌价格为60.00美元/桶，卖出看涨期权合约每桶 94.00 美元。2023年5月3日，公司将这些套期保值重组为项圈，买入看跌期权价格为每桶60.00美元，卖出看涨期权价格为每桶100.00美元，获得1,130万美元。

(4) 合同是在2023年3月31日之后签订的。

运营净回报

下表汇总了截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中，我们在加拿大和美国的业务按每个英国央行计算的运营净回报。

(1) 特定财务指标不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似衡量标准的计算结果进行比较。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

(2) 有关这些衡量标准构成的描述，请参阅本 MD&A 中的特许权使用费、运营费用和运输费用部分。

(3) 计算方法为已实现的金融衍生品收益或亏损除以适用期间的桶石油当量产量。

2023年第一季度英国央行的总营业净回报为34.96美元，低于2022年第一季度的54.91美元/英国央行，这是由于基准定价下降导致2023年第一季度扣除特许权使用费的单位销售额低于2022年第一季度。由于卡车运输费率同期上涨，2023年第一季度的总运营和运输费用为16.58美元，高于2022年第一季度的15.12美元/英国央行。2023年第一季度，扣除金融衍生品已实现损益后的营业净回报为35.65美元/英国央行，而2022年第一季度为43.32美元/英国央行。

一般和管理费用

一般和行政（“G&A”）支出包括总部和公司成本，例如工资和员工福利、上市公司成本以及代表我们的工作利益合作伙伴开展勘探和开发活动所获得的管理收回款。在此期间，G&A支出会随着总部人员配备水平和运营的勘探和开发活动水平而波动。

下表汇总了我们在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中的G&A支出。

(1) 每桶石油的一般和管理费用按适用时期内一般和管理费用除以桶石油当量产量计算。

2023年第一季度的G&A支出为1170万美元（1.50美元/英国央行），与2022年第一季度的1170万美元（1.61美元/英国央行）持平。2023年第一季度G&A总额比2022年第一季度增加了90万美元，这反映了通货膨胀的影响，但被2023年第一季度额外勘探和开发支出带来的更高的管理费用回收所抵消。2023年第一季度G&A支出为1.50美元，略低于我们2023年年度预期的1.63美元/英国石油交易所，因为2023年第一季度反映了我们积极勘探和开发产生的更高的管理费用回收率。

融资和利息支出

融资和利息支出包括我们的信贷额度、长期票据和租赁债务的利息，以及非现金融资成本，包括我们的债务发行成本和资产报废义务的增加。融资和利息支出会有所不同，具体取决于该期间未偿债务水平、适用的借款利率、加元/美元的外汇汇率，以及资产报废债务的账面金额和用于对这些债务进行估值的贴现率。

下表汇总了我们在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中的融资和利息支出。

(1) 按适用期间的现金利息或融资和利息支出除以桶石油当量产量计算。

2023年第一季度的融资和利息支出为2370万美元（英国央行3.04美元），而2022年第一季度为2420万美元（英国央行33美元）。

2023年第一季度的现金利息为1,840万美元（英国央行235美元）低于2022年第一季度的2,040万美元（281美元/英国央行），这主要是由于在2022年回购和赎回2.902亿美元本金后，我们的长期票据利息减少了。基准借款利率的提高部分抵消了因长期未偿票据本金减少而导致的利息减少，基准借款利率的提高导致我们在2023年第一季度的信贷额度与2022年第一季度相比有所增加。2023年第一季度适用于我们信贷额度的加权平均利率为6.0％，而2022年第一季度为2.4％。

由于2023年第一季度使用的贴现率更高，2023年第一季度资产报废负债增加480万美元，高于2022年第一季度的310万美元。

2023年第一季度的现金利息支出为2.35美元/英国央行，高于我们2023年年度预期的2.04美元/英国央行，这与预期一致，因为我们预计将在2023年剩余时间内减少债务并增加产量。

勘探和评估费用

勘探和评估（“E&E”）费用与租赁到期以及未证明商业可行性和技术可行性的勘探计划的成本取消确认有关。勘探费用将根据租约到期时间、到期租约的累计成本以及与公司勘探计划相关的经济事实和情况而有所不同。2023年第一季度的勘探和评估费用为20万美元，而2022年第一季度为360万美元。

损耗和贬值

损耗和折旧费用因公司石油和天然气资产的账面金额、探明的储量加上可能的储量以及该期间的产量而异。下表汇总了截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月的损耗和折旧费用。

(1) 每桶石油的损耗和折旧费用按适用时期的损耗和折旧费用除以桶石油当量产量计算。

2023年第一季度的损耗和折旧支出为1.660亿美元（21.26美元/英国央行），而2022年第一季度的损耗和折旧支出为1.408亿美元（19.34美元/英国央行）。2023年第一季度的总损耗和折旧支出以及每个英国央行的损耗和折旧支出与2022年第一季度相比有所增加，这要归因于2022年12月31日的2.452亿美元减值逆转，以及探明加上可能储量的未来开发成本增加，这使我们在2023年3月31日的加拿大石油和天然气资产的可消耗基础更高。

减值

截至2023年3月31日，我们没有发现任何现金产生单位（“CGU”）的减值或减值逆转指标。

2022 年减值逆转

2022年12月31日，我们确定了六个CGU中五个石油和天然气资产的减值逆转指标，这是由于预测的大宗商品价格上涨以及探明储量和可能储量的变化，这导致了2.452亿美元的减值逆转。2022年12月31日，由于土地销售价值增加，我们确定了Peace River CGU中电子电气资产减值逆转的指标，并记录了2,250万美元的减值逆转。截至2022年12月31日，记录的减值逆转总额为2.677亿美元。

基于股份的薪酬支出

基于股份的薪酬（“SBC”）支出包括与我们的股票奖励激励计划、激励奖励计划和递延股份单位计划相关的费用。与股票结算奖励相关的中英国际银行支出在奖励归属期内计入净收益或亏损，缴纳盈余相应增加。与现金结算奖励相关的SBC支出在奖励归属期内的净收益或亏损中确认，相应的财务负债包含在贸易和其他应付账款中，包括权益总回报互换的损益。负债在每个报告日都会重新计量，并根据我们的股价变动来收回中英国际银行的费用或收回。

我们在2023年第一季度记录的中英国际银行支出为980万美元，高于2022年第一季度的390万美元，因为我们在2023年第一季度获得了董事会的批准，该绩效系数适用于2023年第一季度的绩效奖励。2023年第一季度的总支出被视为现金补偿，因为我们预计未来的所有奖励都将以现金结算，而公司正在回购股票作为其股东回报计划的一部分。SBC在2022年第一季度记录的390万美元支出包括220万美元的现金薪酬支出和170万美元的非现金薪酬支出。

在2023年第一季度，我们减少了股权总回报互换的名义金额，以匹配递延股份单位计划下未偿的奖励数量，我们之前的目标金额相当于所有未付现金结算奖励的90-100％，包括激励奖励和股票奖励激励计划下未兑现的某些奖励。

外汇

未实现的外汇损益主要是加拿大本位货币实体中以美元计价的长期票据和信贷额度的报告金额变动的结果。长期票据和信贷额度在资产负债表日期使用收盘加元/美元汇率折算成加元，从而产生未实现的收益和损失。已实现的外汇收益和亏损归因于我们的加拿大本位货币实体中发生的以美元计价的日常交易。

我们在2023年第一季度录得10万美元的外汇收益，而2022年第一季度的收益为1,430万美元。

2023年第一季度未实现的20万美元外汇收益与我们报告的长期票据和信贷额度的变化有关，反映了截至2023年3月31日的加元/美元汇率为1.3534，与2022年12月31日的1.3528一致。2022年第一季度未实现的1,450万美元外汇收益主要与我们报告的长期票据金额的变化有关，这是由于与2021年12月31日相比，截至2022年3月31日，加元兑美元走强。

已实现的外汇收益和亏损将根据我们加拿大业务的每日美元计价交易的金额和时间而波动。我们在2023年第一季度记录了20万美元的已实现外汇亏损，与2022年第一季度一致。

所得税

2023年第一季度的当前所得税支出为110万美元，而2022年第一季度为90万美元。

我们在2023年第一季度记录的递延所得税支出为1,550万美元，而2022年第一季度的回报率为6,730万美元。2023 年第 1 季度记录的递延所得税支出是该期间产生的收入的结果。2022年第一季度记录的递延所得税回收主要与内部债务重组的影响有关，该期间我们在美国业务产生的收入所抵消。

正如2021年年度财务报表所披露的那样，某些间接子公司收到了加拿大税务局（“CRA”）的重新评估，该局拒绝了与计算2011年至2015年所得税相关的5.910亿美元非资本损失扣除。2016年9月，我们向CRA提交了异议通知，对收到的每项重新评估提出上诉。自2018年7月为我们的档案指派上诉官员以来，这些重新评估的状况没有变化。我们仍然相信我们最初的纳税申报是正确的，并打算通过上诉程序为这些纳税申报进行辩护。

净收入和调整后的资金流

下表列出了截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月调整后资金流和净收益的组成部分。

(1) 特定财务指标不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似衡量标准的计算结果进行比较。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

（2）资本管理措施。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

我们在2023年第一季度创造了2.37亿美元的调整后资金流，而2022年第一季度为2.796亿美元。调整后的资金流减少主要是由于2023年第一季度运营净回值减少，与2022年第一季度相比减少了1.267亿美元，这是由于大宗商品价格下跌导致扣除特许权使用费后的收入减少。2023年第一季度金融衍生品的已实现收益540万美元部分抵消了营业净回报的减少，与2022年第一季度相比，我们记录的金融衍生品已实现亏损8,440万美元增加了8,980万美元。我们报告称，2023年第一季度的净收入为5140万美元，与2022年第一季度公布的5,690万美元相对一致。

其他综合收益（亏损）

其他综合收益或亏损包括美国净资产的外币折算调整，该调整未在净收益或亏损中确认。2023年第一季度的外币折算亏损50万美元与我们美国净资产的价值变化有关，反映了截至2023年3月31日加元/美元的汇率为1.3528加元/美元，与2022年12月31日的1.3534加元/美元一致。

资本支出

截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月的资本支出汇总如下。

2023年第一季度的勘探和开发支出为2.336亿美元，而2022年第一季度为1.538亿美元。与2022年第一季度相比，2023年第一季度的勘探和开发支出有所增加，这是由于开发活动的增加以及通货膨胀压力导致成本比2022年更高。

在加拿大，2023年第一季度的勘探和开发支出为1.846亿美元，而2022年第一季度为1.261亿美元。2023年第一季度的钻探和完井支出为1.55亿美元，这反映了与2022年第一季度相比，轻质和重油开发活动有所增加，当时我们的支出为1.070亿美元。在2023年第一季度，我们还在设施上投资了1,700万美元，在陆地、地震和其他支出上投资了1,270万美元。

2023年第一季度，美国的勘探和开发总支出为4,900万美元，而2022年第一季度为2770万美元。2023年第一季度的勘探和开发支出包括与钻探24口（净6.5口）井以及24口（净6.4口）油井相关的成本，而在2022年第一季度钻探16口（2.5口净）井和17口（4.8口净）井投产的相关成本。

2023年第一季度的勘探和开发支出为2.336亿美元，与预期一致，因为计划在今年年初对活动进行加权。我们的年度预期为5.75亿至6.5亿美元，反映了2023年剩余时间内的活动水平有所放缓。

资本资源和流动性

我们的资本管理目标是保持灵活的资本结构和足够的流动性来源，以执行我们的资本计划，同时履行我们的短期和长期承诺。我们努力积极管理我们的资本结构，以应对经济状况的变化。截至2023年3月31日，我们的资本结构由股东资本、长期票据、贸易和其他应收账款、贸易和其他应付账款、现金和信贷额度组成。

为了管理我们的资本结构和流动性，我们可能会不时发行股权或债务证券，进行包括出售资产在内的商业交易，或者调整资本支出以管理当前和预计的债务水平。无法确定在需要时是否会有这些额外的资本来源。

我们业务的资本密集性质要求维持足够的流动性来源，为正在进行的勘探和开发提供资金。我们的资本资源主要包括调整后的资金流、可用的信贷额度以及剥离石油和天然气资产所得的收益。

管理债务水平是Baytex的优先事项，以维持运营和支持我们的长期计划。截至2023年3月31日，净负债（1）为9.952亿美元，与截至2022年12月31日的9.874亿美元持平，因为我们计划中的2023年年度勘探和开发支出中约有40％发生在2023年第一季度。

我们使用过去十二个月计算的净负债与调整后资金流的比率来监控我们的资本结构和流动性需求。截至2023年3月31日，我们的净负债与调整后的资金流比率 (1) 为0.9，而截至2022年12月31日，该比率为0.8。与2022年12月31日相比，净负债与调整后资金流比率的增加归因于截至2023年3月31日的过去十二个月中调整后的资金流低于截至2022年12月31日的十二个月。

（1）资本管理措施。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

信贷设施

截至2023年3月31日，我们的循环信贷额度下有4.097亿美元的未偿本金，总额为8.5亿美元，将于2026年4月1日到期（“信贷额度”）。信贷额度包括向Baytex提供的5000万美元运营贷款和6亿美元的银团循环贷款，以及向Baytex的全资子公司Baytex Energy USA, Inc.提供的1,000万美元运营贷款和1.9亿美元的银团循环贷款。

信贷额度不是借款基础设施，也不需要进行年度或半年度审查。不要求在到期前支付强制性本金，可以根据我们的要求延期。除了下文详述的财务契约外，信贷额度还包含标准的商业契约。信贷额度下的预付款可以从加拿大或美国的资金中提取，利息按银行的优惠贷款利率、银行的承兑贴现率或担保隔夜融资利率（“SOFR”）加上适用的利润率计算。

2023年第一季度信贷额度的加权平均利率为6.0％，而2022年第一季度为2.4％。与2022年同期相比，随着2023年政府基准利率的提高，我们的信贷额度的利率有所提高。

截至2023年3月31日，Baytex在2000万美元的未承付无抵押即期循环信用证额度下有1,570万美元的未偿信用证（2022年12月31日——未偿还1,570万美元）。该贷款机制下的信用证由加拿大出口发展局担保，不使用信贷机制下的可用容量。

与信贷额度有关的协议和相关的修正协议可在SEDAR网站www.sedar.com上查阅。

关于合并交易，我们已与一个银团银行签订了信贷额度承诺，提供总额为17.5亿美元的债务承诺，包括10亿美元的循环信贷额度（比截至2022年4月1日的承诺总额8.5亿美元）、2.5亿美元的两年期定期贷款和364天过渡贷款额度，本金总额为5亿美元（“过渡贷款”）。自2023年4月28日起，过渡贷款被取消。在与Ranger的合并完成时，我们预计将把循环信贷额度的容量提高到11亿美元。修订后的协议将包含一项额外的财务契约，即总负债 (1) 与息税折旧摊销前利润 (2) 的比率为4. 0:1 .0。

（1）资本管理措施。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

(2) 根据信贷便利协议计算。

财务契约

下表汇总了截至2023年3月31日适用于信贷额度的财务契约以及我们遵守信贷额度的情况。

(1) “优先担保债务” 根据信贷额度协议计算，定义为信贷额度协议中确定的信贷额度和其他有担保债务的本金。截至2023年3月31日，该公司的优先担保债务总额为4.097亿美元。

(2) “银行息税折旧摊销前利润” 是根据信贷额度协议中规定的术语和定义计算的，该协议调整了融资和利息支出、所得税、非经常性亏损、某些特定的未实现和非现金交易的净收益或亏损，并根据过去十二个月的基准计算，包括重大收购的影响，就好像这些收购发生在十二个月期初一样。截至2023年3月31日的十二个月，银行的息税折旧摊销前利润为12亿美元。

(3) “利息覆盖范围” 根据信贷额度协议计算，按银行息税折旧摊销前利润与融资和利息支出的比率计算，不包括某些非现金交易，按过去十二个月计算。截至2023年3月31日的十二个月中，融资和利息支出为7,810万美元。

长期票据

截至2023年3月31日，我们有一系列未偿还的长期票据，本金总额为5.544亿美元。长期票据不包含任何财务维护契约。

2020 年 2 月 5 日，我们发行了 2027 年 4 月 1 日到期的本金总额为 5 亿美元的优先无抵押票据，年利率为 8.75%，每半年支付一次（“8.75% 的优先票据”）。8.75% 的优先票据可由我们选择在2023年4月1日之后按指定的赎回价格全部或部分赎回，并将从2026年4月1日起按面值赎回至到期。

2023 年 4 月 27 日，我们完成了 2030 年到期的优先无抵押票据（“8.5% 优先票据”）本金总额为 8 亿美元的私募发行。8.5％的优先票据定价为面值的98.709％，年利率为8.5％，将于2030年4月30日到期。8.5％的优先票据的收益将首先存入托管账户，并将在与Ranger的合并完成时发放，并将部分用于为与Ranger合并的部分成本和支出提供资金。

股东资本

我们有权发行无限数量的普通股和1,000万股优先股。优先股的权利和条款在发行时确定。在截至2023年3月31日的三个月中，我们根据基于股份的薪酬计划发行了60万股普通股。截至2023年3月31日，我们已发行和流通了5.456亿股普通股，没有已发行和流通的优先股。

合同义务

我们在正常业务过程中承担了许多财务义务。这些债务的很大一部分将由调整后的资金流提供资金。下表列出了截至2023年3月31日的这些债务以及为这些债务提供资金的预期时间。

(1) 不包括我们信贷额度的利息，因为利息支付会根据浮动利率和未偿余额的变化而波动。

我们还负有与井场和设施的经济寿命结束时废弃和开垦有关的持续义务。根据适用的法律要求，定期实施弃井和开采井场地和设施的计划。

季度财务信息

			2023			2022												2021
（千美元，每股普通股金额除外）			Q1			Q4			Q3			Q2			Q1			Q4			Q3			Q2
石油和天然气销售			555,336			648,986			712,065			854,169			673,825			552,403			488,736			442,354
净收入			51,441			352,807			264,968			180,972			56,858			563,239			32,713			1,052,999
每股普通股-基本			0.09			0.65			0.48			0.32			0.10			1.00			0.06			1.87
每股普通股——摊薄			0.09			0.64			0.47			0.32			0.10			0.98			0.06			1.85
调整后的资金流 (1)			236,989			255,552			284,288			345,704			279,607			214,766			198,397			175,883
每股普通股-基本			0.43			0.47			0.51			0.61			0.49			0.38			0.35			0.31
每股普通股——摊薄			0.43			0.46			0.51			0.60			0.49			0.37			0.35			0.31
自由现金流 (2)			(1,918)			143,324			111,568			245,316			121,318			137,133			101,215			112,486
每股普通股-基本			—			0.26			0.20			0.43			0.21			0.24			0.18			0.20
每股普通股——摊薄			—			0.26			0.20			0.43			0.21			0.24			0.18			0.20
来自经营活动的现金流			184,938			303,441			310,423			360,034			198,974			240,567			178,961			171,876
每股普通股-基本			0.34			0.56			0.56			0.63			0.35			0.43			0.32			0.30
每股普通股——摊薄			0.34			0.55			0.56			0.63			0.35			0.42			0.31			0.30
探索和开发			233,626			103,634			167,453			96,633			153,822			73,995			94,235			61,485
加拿大			184,606			85,641			117,150			51,881			126,130			59,821			75,499			30,387
美国			49,020			17,993			50,303			44,752			27,692			14,174			18,736			31,098
财产收购			506			1,085			—			208			59			1,443			89			—
处置收益			(235)			(148)			(25,460)			(14)			(27)			(6,857)			(701)			(18)
净负债 (1)			995,170			987,446			1,113,559			1,123,297			1,275,680			1,409,717			1,564,658			1,629,629
总资产			5,180,059			5,103,769			4,923,617			4,870,432			4,917,811			4,834,643			4,453,971			4,438,162
已发行普通股			545,553			544,930			547,615			560,139			569,214			564,213			564,213			564,182
每日产量
总产量（boe/d）			86,760			86,864			83,194			83,090			80,867			80,789			79,872			81,162
加拿大（boe/d）			60,651			56,946			55,803			54,919			53,385			50,362			48,124			47,205
美国（boe/d）			26,109			29,918			27,391			28,170			27,482			30,428			31,748			33,957
基准价格
WTI 石油（美元/桶）			76.13			82.64			91.56			108.41			94.29			77.19			70.56			66.07
WCS 重油（美元/桶）			69.44			77.37			93.62			122.05			100.99			78.82			71.81			67.03
埃德蒙顿每桶石油（美元/桶）			99.04			109.57			116.79			137.79			115.66			93.29			83.78			77.28
加元/美元平均汇率			1.3520			1.3577			1.3059			1.2766			1.2661			1.2600			1.2601			1.2279
AECO 天然气 ($/mcf)			4.34			5.58			5.81			6.27			4.59			4.94			3.54			2.85
纽约商品交易所天然气（美元/百万英热单位）			3.42			6.26			8.20			7.17			4.95			5.83			4.01			2.83
扣除混合和其他费用后的总销售额（美元/英国央行）(2)			63.48			74.93			87.68			105.44			86.89			70.42			63.85			57.19
特许权使用费（美元/英国央行）(3)			(11.94)			(15.23)			(19.21)			(22.69)			(16.86)			(13.47)			(12.32)			(11.04)
运营费用（美元/英国央行）(3)			(14.40)			(13.06)			(14.39)			(14.21)			(13.85)			(12.83)			(11.46)			(11.22)
交通费用（美元/英国央行）(3)			(2.18)			(1.85)			(1.67)			(1.56)			(1.27)			(1.10)			(1.06)			(1.01)
运营净回报（美元/boe）(2)			34.96			44.79			52.41			66.98			54.91			43.02			39.01			33.92
金融衍生品（亏损）收益（美元/英国央行）(3)			0.69			(6.21)			(9.98)			(16.41)			(11.59)			(9.49)			(7.34)			(5.28)
扣除金融衍生品后的运营净回报（美元/英国央行）(2)			35.65			38.58			42.43			50.57			43.32			33.53			31.67			28.64

（1）资本管理措施。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

(2) 特定财务指标不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似衡量标准的计算结果进行比较。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

(3) 按适用期间的特许权使用费、运营费用、运输费用或金融衍生品收益或亏损除以桶石油当量产量计算。

我们前八个季度的业绩反映了随着石油和天然气价格的上涨，我们对资本计划的严格执行。产量从2021年第二季度的81,162份boe/d稳步增加到2023年第一季度的86,760份boe/日，这要归因于强劲的油井表现以及随着大宗商品价格的改善开发活动增加。

在俄罗斯入侵乌克兰之后，大宗商品价格在2022年升至多年高点，这增加了全球石油和天然气供应的不确定性，这反映在我们2022年第二季度的实际销售价格为105.44美元/英国央行。我们2023年第一季度的已实现价格为63.48美元/英国央行，反映了最近因对未来需求和经济放缓的担忧而导致的原油价格下跌。

调整后的资金流直接受到我们的平均日产量和基准大宗商品价格变化的影响，基准大宗商品价格是我们已实现销售价格的基础。2023年第一季度调整后的资金流（1）为2.37亿美元，这反映了我们在美国和加拿大发展计划的强劲生产业绩。

净负债可能每季度波动，具体取决于勘探和开发支出的时间、调整后的资金流的变化以及用于折算我们以美元计价的债务的收盘加元/美元汇率。净负债（1）从2021年第二季度的16亿美元下降到2023年第一季度的9.9952亿美元，这是因为过去八个季度产生的9.704亿美元的自由现金流（2）主要用于债务偿还。净负债的减少被1.59亿美元的股东回报和加元/美元汇率的上涨部分抵消。

（1）资本管理措施。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

(2) 特定财务指标不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似衡量标准的计算结果进行比较。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务指标” 部分。

环境法规

由于我们参与石油和天然气的勘探和生产，我们受到各种排放、碳和其他环境法规的约束。请参阅截至 2022 年 12 月 31 日的年度的 AIF，全面了解与这些法规相关的风险以及它们将如何影响我们未来的业务。除了截至2022年12月31日的年度AIF中讨论的风险因素外，与我们的排放和可持续发展举措相关的其他信息也可以在我们的网站上找到。

报告条例

公共企业的环境报告不断发展，未来我们可能会受到其他披露要求的约束。国际可持续发展标准委员会发布了《国际财务报告准则可持续性披露标准》，旨在制定环境可持续性披露的全球框架。加拿大证券管理机构还发布了拟议的《国家文书》51-107《气候相关事项披露》，其中规定了对加拿大上市公司的额外报告要求。我们将继续关注这些报告要求的进展情况，尚未量化遵守这些法规的成本。

资产负债表外交易

截至2023年3月31日，我们没有任何未列入合并财务报表的财务安排，截至本MD&A发布之日，也没有任何此类安排尚未完成。

关键会计估计

在截至2023年3月31日的三个月中，我们的关键会计估计没有变化。有关我们的关键会计政策和估算的更多信息，请参阅截至2022年12月31日止年度经审计的年度合并财务报表附注和MD&A。

特定的财务措施

在本MD&A中，我们提到了某些特定的财务指标（例如自由现金流、营业净回报、总销售额、净混合和其他支出、重油销售额、净混合和其他支出以及平均特许权使用费率），这些指标没有国际财务报告准则规定的任何标准化含义。尽管这些衡量标准通常用于石油和天然气行业，但我们对这些衡量标准的确定可能无法与其他申报发行人提出的类似指标的计算结果相提并论。本 MD&A 还包含 “调整后资金流”、“总负债”、“净负债” 和 “净负债与调整后资金流比率” 等术语，它们是资本管理指标。我们认为，纳入这些特定的财务指标为财务报表用户在评估Baytex的财务业绩时提供了有用的信息。

非公认会计准则财务指标

扣除混合和其他费用后的总销售额以及扣除混合和其他支出的重油

扣除混合和其他支出的总销售额以及扣除混合和其他支出的重油分别代表一段时间内从产量中获得的总收入和重油收入。扣除混合和其他费用后的总销售额由经混合和其他费用调整后的石油和天然气总销售额组成。扣除混合和其他费用后的重油是按重油销售减去混合和其他费用计算的。我们认为，在根据基准大宗商品价格分析我们的产量已实现定价时，将混合费用和其他与购买量相关的费用包括在内会很有用。

下表将扣除混合费用和其他费用后的重油与下表主要财务报表中披露的金额进行了核对。

（1）石油和天然气销售的组成部分。有关更多信息，请参阅截至2023年3月31日的三个月合并财务报表中的附注13——石油和天然气销售额。

(2) 与适用期内重油销售相关的混合费用和其他费用部分。

运营净回报

运营净回报和扣除金融衍生品后的运营净回值用于评估我们的经营业绩以及我们在单位产量基础上产生现金利润的能力。营业净回报由石油和天然气销售额、减去混合费用、特许权使用费、运营费用和运输费用组成。已实现的金融衍生品收益和亏损将计入营业净回值，以便更全面地了解我们的财务业绩，因为我们的金融衍生品用于为我们的部分生产提供价格确定性。

下表核对了石油和天然气销售已实现金融衍生品后的营业净回报和运营净回报。

(1) 已实现的金融衍生品收益或亏损是金融衍生品收益或亏损的组成部分。有关更多信息，请参阅截至2023年3月31日的三个月合并财务报表中的附注17——金融工具和风险管理。

自由现金流

我们使用自由现金流来评估我们的财务业绩，并评估可用于偿还债务、普通股回购、分红和收购机会的现金。自由现金流由经营活动产生的现金流组成，根据非现金营运资本的变化、勘探和评估资产的增加、石油和天然气资产的增加、租赁债务的付款和交易成本进行了调整。

下表中将自由现金流与经营活动产生的现金流量进行了调节。

非公认会计准则财务比率

重油，扣除混合费用和其他每桶费用

扣除混合费用和其他费用后，每桶重油代表一段时间内重油产量的实际价格。扣除混合和其他费用后的重油是一项非公认会计准则指标，除以适用期内的桶重油产量以计算该比率。我们使用重油，扣除混合费用和其他每桶费用，根据产量和WCS基准价格来分析已实现的重油价格。

扣除混合和其他费用后，每个英国央行的总销售额

每个英国央行扣除混合和其他费用后的总销售额用于将我们的已实现定价与适用的基准价格进行比较，计算方法为扣除混合和其他支出（非公认会计准则财务指标）的总销售额除以适用期间的桶石油当量产量。

平均特许权使用费率

平均特许权使用费率用于评估我们各个时期的运营业绩，包括特许权使用费除以扣除混合和其他支出的总销售额（非公认会计准则财务指标）。实际特许权使用费率可能因多种原因而变化，包括生产的商品、特许权使用费合同条款、商品价格水平、特许权使用费激励措施以及区域或管辖范围。

每位英国央行的营业净回报

每个英国央行的营业净回值等于营业净回报（一项非公认会计准则财务指标）除以适用期内的桶石油当量产量，用于在单位产量基础上评估我们的经营业绩。将每个英国央行的已实现金融衍生品收益和亏损加到每个英国央行的营业净回报中，得出扣除每个英国央行的金融衍生品之后的运营净回报。已实现的金融衍生品收益和亏损将计入营业净回值，以便更全面地了解我们的财务业绩，因为我们的金融衍生品用于为我们的部分生产提供价格确定性。

资本管理措施

总负债和净负债

我们使用总负债和净负债来监控我们当前的财务状况并评估现有的流动性来源。我们将总债务定义为经未摊销债务发行成本调整后的信贷额度和未偿还长期票据的总和。为了得出净负债，我们随后对贸易和其他应付账款、现金以及贸易和其他应收账款进行了调整。我们还使用总负债和净负债预测来估算未来的流动性，以及是否需要额外的资本来源来为持续运营提供资金。我们还使用过去十二个月计算的净负债与调整后的资金流比率来监控我们现有的资本结构和未来的流动性需求。净负债占调整后资金流的比重由净负债除以过去十二个月的调整后资金流组成。

下表汇总了我们对总负债和净负债的计算。

(1) 未摊销的债务发行成本从截至2023年3月31日的三个月合并财务报表中的附注7——信贷额度和附注8——长期票据中获得。这些数额是Baytex在合同开始时支付的剩余费用余额。

调整后的资金流

调整后的资金流用于监测经营业绩以及我们为勘探和开发支出以及清偿放弃债务筹集资金的能力。调整后的资金流由经非现金营运资本变动调整后的经营活动现金流、适用期内结算的资产报废债务和交易成本组成。

调整后的资金流量与下表主要财务报表中披露的金额进行了调节。

对财务报告的内部控制

我们需要遵守多边文书52-109 “发行人年度和中期申报中的披露认证”。该工具要求我们在中期 MD&A 中披露在此期间财务报告内部控制中存在的任何可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的弱点或变化。我们确认，在截至2023年3月31日的三个月中，在财务报告的内部控制中没有发现此类弱点或对内部控制进行任何更改。

前瞻性陈述

为了向我们的股东和潜在投资者提供有关Baytex的信息，包括管理层对公司未来计划和运营的评估，本文件中的某些陈述是1995年《美国私人证券诉讼改革法》所指的 “前瞻性陈述” 和适用的加拿大证券立法所指的 “前瞻性信息”（统称为 “前瞻性陈述”）。在某些情况下，前瞻性陈述可以用 “预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“目标”、“持续”、“展望”、“潜力”、“计划”、“项目”、“应该”、“目标”、“将” 或暗示未来结果的类似词语来识别，活动或表演。本文件中包含的前瞻性陈述仅代表截至本文件发布之日，并受到本警示声明的明确限制。

具体而言，本文件包含前瞻性陈述，涉及但不限于：合并交易创造了更具弹性和可持续性的业务，增加了收入，提高了利润率，增加了库存，这将有助于建立更稳健的股东回报框架；合并交易之后，我们打算将股东的直接回报提高到自由现金流的50％，包括实施每股0.0225美元（年化每股0.09美元）的季度股息及其时机；合并交易的预计截止日期合并交易；我们关于勘探和开发支出、平均日产量、特许权使用费率以及运营、运输、一般和行政及利息支出的2023年独立指导方针（不包括Ranger）；我们风险管理计划的存在、运作和战略；我们预计以现金结算股票奖励；加拿大税务局对纳税申报情况的重新评估；我们对纳税申报状况的看法；我们在其中为计划资本提供资金支出，监控和管理我们的资本资源和流动性；我们可以发行债务或股权证券、出售资产或调整资本支出；以及合并交易完成时我们的信贷额度的预期构成。

这些前瞻性陈述基于以下方面的某些关键假设：合并交易的完成和成功以及我们成功将收购的业务整合到现有业务中的能力；获得监管机构以及股东和股东批准的时机；合并后的业务实现交易预期收益的能力；石油和天然气价格以及轻油、中质油和重油价格之间的差异；油井产量和储量以及我们的通过我们的勘探和开发活动增加产量和储量的能力；资本支出水平；我们根据信贷协议借款的能力；及时获得运营活动的监管和其他必要批准；劳动力和其他行业服务的可用性和成本；利息和外汇汇率；现有和在某些情况下拟议的税收和特许权使用费制度的延续；我们以目前的方式开发原油和天然气资产的能力已考虑的；以及目前仍在实施的行业状况、法律和法规（或者，如果提出变更，则按预期通过此类变革）。提醒读者，尽管在准备时Baytex认为这些假设是合理的，但可能被证明是不正确的。

由于许多已知和未知的风险和不确定性以及其他因素，取得的实际结果将与本文提供的信息有所不同。这些因素包括但不限于：获得合并交易的股东、股东和监管部门批准（如果有）的能力；按照预期的条款和时间表完成合并交易的能力；交易的各种成交条件可能无法得到满足或免除的可能性；与Baytex和Ranger任何不可预见的负债有关的风险；石油和天然气价格的波动和价格差异（包括Covid-19的影响）；限制；或气候变化举措造成的成本以及气候变化的物理风险；与我们开发房地产和增加储量的能力相关的风险；能源转型对石油生产需求的影响；所得税或其他法律或政府激励计划的变化；收集、加工和管道系统的可用性和成本；保留或更换我们的领导层和关键人员；资本或借贷的可用性和成本；与第三方运营我们的 Eagle Ford 物业相关的风险；与大型项目相关的风险；开发和成本运营我们的财产；公众看法及其对监管制度的影响；当前或未来的控制、立法或法规；水力压裂的新法规；对水或其他液体的限制或获取；有关液体处置的法规；与我们的套期保值活动相关的风险；利率和外汇汇率的变化；与估算石油和天然气储量相关的不确定性；我们无法为所有风险提供全面保险；与我们的热重油项目相关的其他风险；我们与石油和天然气行业其他组织竞争的能力；与我们使用信息技术系统相关的风险；诉讼结果；我们的信贷额度可能无法提供足够的流动性或可能无法续期；未能遵守债务协议中的契约；交易对手违约的风险；土著索赔的影响；与向新活动扩张相关的风险；与我们的证券所有权相关的风险，包括市场因素的变化；美国和其他方面的风险非-居民股东，包括执行民事补救措施的能力、申报储量和产量的不同做法、适用于非居民的额外税收和外汇风险；以及其他因素，其中许多是我们无法控制的。我们向加拿大证券监管机构和美国证券交易委员会提交的年度信息表、40-F表年度报告、截至2022年12月31日止年度的管理层讨论与分析以及我们的其他公开文件中讨论了这些和其他风险因素。

提供上述与前瞻性陈述相关的假设和风险摘要是为了让股东和潜在投资者更全面地了解Baytex的当前和未来业务，此类信息可能不适用于其他目的。

Baytex没有陈述所取得的实际业绩将与前瞻性陈述中提及的全部或部分相同，除非适用的证券法要求，否则Baytex不承担任何公开更新或修改所包含的任何前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。

股息咨询

Baytex未来的股东分配，包括但不限于支付股息（如果有），其水平尚不确定。任何支付普通股股息的决定（包括实际金额、申报日期、与之相关的记录日期和支付日期以及任何特别股息）将由Baytex董事会自行决定，可能取决于多种因素，包括但不限于Baytex的业务业绩、财务状况、财务需求、增长计划、预期资本要求以及未来存在的其他条件，包括但不限于合同条件，限制和满足根据适用的公司法对Baytex实施的偿付能力测试。此外，任何股息的实际金额、申报日期、记录日期和支付日期由Baytex董事会自行决定。无法保证Baytex会在合并交易完成后支付股息。