附录 99.5

BAYTEX 公布2023年第二季度业绩

艾伯塔省卡尔加里（2023年7月27日）——Baytex Energy Corp.（“Baytex”）（多伦多证券交易所代码：BTE）（纽约证券交易所代码：BTE）公布了截至2023年6月30日的三个月和六个月的运营和财务业绩（除非另有说明，否则所有金额均以加元计算）。

“我们继续执行我们的基础业务，在Ranger交易之后，我们已成为一家资本充足、多元化的北美勘探和生产公司。我们在加拿大西部和德克萨斯州的伊格尔福特页岩拥有强大的高质量石油加权资产组合，我们有望实现自由现金流和每股更高的股东回报的强大组合。我们已经启动了股票回购计划（7月迄今为止回购了470万股股票），并宣布季度股息为每股0.0225美元（按年计算为每股0.09美元）。我们致力于实现卓越运营，创造长期价值，提高股东回报。” 总裁兼首席执行官Eric T. Greager评论道。

亮点

•2023年6月20日完成了对Ranger Oil Corporation（“Ranger”）的收购。

•2023年第二季度产量为89,761桶/日（86％为石油和液化天然气）。

•2023年第二季度报告的经营活动现金流为1.92亿美元（每股基本股0.33美元）。

•2023年第二季度调整后资金流 (1) 为2.74亿美元（每股基本股0.47美元）。

•2023年第二季度创造了9,600万澳元（每股基本股0.17美元）的自由现金流（2）。

•2023年第二季度的勘探和开发支出总额为1.71亿美元，与我们的全年计划一致。

•2023年第三季度完成了六口井杜弗奈项目，油井已上线。

•在艾伯塔省冷湖附近的瓦西卡成功勘探重油。

2023年6月20日，我们完成了对Ranger的收购，增加了Eagle Ford的质量规模，并加强了弹性和可持续的业务。Baytex支付的总对价，包括承担净负债（1），为24亿美元（32亿加元）。根据协议条款，Ranger的股东获得了7.49股Baytex股票，外加每股Ranger普通股的13.31美元现金。我们第二季度的业绩包括Ranger的11天运营。

在完成收购的同时，我们将股东的直接回报提高到自由现金流的50％（2），这将使我们能够增加股票回购计划的价值并引入股息。我们剩余的自由现金流继续用于减免债务。

2023年6月23日，我们续订了与多伦多证券交易所的普通课程发行人竞标，以高达我们公开持股量10％的股票回购计划。截至2023年7月26日，我们已经以每股4.59美元的平均价格回购了470万股普通股。

董事会已宣布于2023年10月2日向2023年9月15日登记在册的股东派发每股0.0225美元的季度现金分红 (3)

(1) 资本管理措施。有关更多信息，请参阅本新闻稿中的特定财务措施。

(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，请参阅本新闻稿中的 “特定财务措施” 部分。

(3) 有关更多信息，请参阅本新闻稿中的股息咨询部分。

2023 年展望

在Ranger交易之后，Baytex已成为一家资本充足、多元化的石油加权北美勘探和生产公司，拥有强劲的自由现金流。根据远期计划 (1)，我们预计在2023年下半年将产生超过4亿美元的自由现金流 (2)，并在2023年全年创造约5亿美元的自由现金流。

我们继续预测2023年的勘探和开发支出为10.05亿至10.45亿美元，预计平均产量为12.5万至12.25万桶/日。2023年下半年，我们预计平均产量为15.3万至15.7万桶/日。预计2023年下半年的石油和液化天然气产量为84％（50％轻油，22％重油和12％液化天然气），以及 16% 的天然气。

下表总结了我们的 2023 年生产、勘探和开发支出指导方针。

我们更新了2023年全年成本假设，以反映对Ranger的收购。单位运营支出预期下降了13％，以反映游骑兵资产基础成本结构的降低，而单位一般和管理费用增加了10％，以反映与Ranger人员相关的成本，利息支出增加，这是由于与收购Ranger相关的债务增加，以及利率环境上升导致信贷额度利率上升。

下表汇总了我们关于2023年支出、租赁支出和资产报废义务的指导方针。

(1) 2023年下半年大宗商品价格：WTI——75美元/桶，WCS与WTI的差价——14美元/桶，纽约商品交易所天然气——2.85美元/百万英热单位；汇率（加元/美元）——1.32。

(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，请参阅本新闻稿中的 “特定财务措施” 部分。

(3) 2023年上半年的实际产量包括33,510桶/日的轻质原油和中质原油（包括凝析油）、33,502桶/日的重质原油、7,920桶/日的液化天然气和80,017立方英尺/日的常规天然气。

(4) 正如2022年12月7日宣布的那样。

(5) 包括自交易截止日（2023年6月20日）起的Ranger。

(6) 计算方法为运营、运输、一般和管理费用或现金利息支出除以适用期间的桶装石油当量产量。

注意事项：

（1）资本管理措施。有关更多信息，请参阅本新闻稿中的 “特定财务措施” 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，请参阅本新闻稿中的 “特定财务措施” 部分。

(3) 每桶石油当量（“boe”）的数量是使用六千立方英尺的天然气与一桶石油的换算率计算得出的。boe 量的使用可能会产生误导，特别是单独使用时。六千立方英尺天然气与一桶石油的英国央行换算比率基于一种主要适用于燃烧器尖端的能量等价转换方法，并不代表井口的价值等价物。

(4) 其他包括已实现的外汇损益、其他收入或支出、当期所得税支出或回收以及基于现金份额的薪酬。有关这些金额的更多信息，请参阅 2023 年第 2 季度的 MD&A。

(5) 按适用期间的特许权使用费、运营费、运输、一般和行政费、现金融资和利息支出或已实现金融衍生品损失除以桶石油当量产量计算。

2023 年第二季度业绩

我们将继续开展基础业务。2023年第二季度的产量为89,761桶/日（石油和液化天然气占86％），其中包括收购完成后11天的Ranger产量。由于Eagle Ford油井在第二季度末投产的时机，产量超过了我们2023年第二季度88,500至89,000英镑/日的预期区间的最高水平。

由于艾伯塔省野火造成的产量暂时削减，2023年第二季度的产量减少了约4,500桶/日。我们预计7月份的产量将减少约2,000boe/d。艾伯塔省西北部的野火继续燃烧，整个夏季和秋季我们可能会看到进一步的中断。我们为我们的员工以健全、以安全为中心的决策做出反应感到无比自豪。

我们在2023年第二季度实现了2.74亿美元的调整后资金流 (1)（每股基本股0.47美元），净收益为2.14亿美元（每股基本股0.37美元）。2023年第二季度的勘探和开发支出总额为1.71亿美元，我们开采了43口（净34.9口）口井。在第二季度，我们创造了9,600万美元的自由现金流（2）（每股基本股0.17美元）。

经营业绩

轻油-美国

我们在美国的轻油资产位于德克萨斯州墨西哥湾沿岸盆地液体丰富的Eagle Ford地层。收购Ranger大大扩大了我们Eagle Ford的业务规模，在原油窗口净增加了16.2万英亩土地，我们在卡恩斯低谷的非运营头寸也符合趋势。该交易增加了我们对美国墨西哥湾沿岸优质定价的敞口，包括大量基础设施到位，运营和运输成本低。

2023年第二季度，Eagle Ford的平均产量为33,887桶/日（石油和液化天然气的82％），其中包括游骑兵资产的11天产量。在第二季度，我们投产了13口（净4.9口）油井，其中包括2口（净2.0口）运营的油井。我们预计将在2023年下半年销售约24口净运营油井和8口净非运营油井。

轻油-加拿大

我们在加拿大的轻油生产和开发来自萨斯喀彻温省中西部和艾伯塔省中东部的维京地层，以及艾伯塔省中部彭比纳地区的杜弗奈组。Viking是一个浅薄且高度可重复的轻质石油资源公司，其运营净回值是北美最高的。我们的彭比纳杜弗奈轻质石油资产正处于商业化示范阶段，提供高运营净回值，有可能实现强劲的经济和有机增长。

2023年第二季度，我们在加拿大的轻质石油产量平均为17,029桶/日（石油和液化天然气的86％）。在Viking中，我们在2023年第二季度投产了28口（净井28.0口），预计在2023年下半年将再有46口净井上线。在彭比纳杜弗奈，我们开始了今年钻探的六口井（两三口井垫）的完井活动。我们的完工量和设施执行都提前完成了计划，这使得油井的上线速度得以加快。六口油井中有四口处于回流的早期阶段，正在追踪输入曲线的初始速率预期。其余两口油井预计将在8月中旬投产。

重油-加拿大

我们在加拿大的重油生产和开发发生在艾伯塔省西北部和平河地区的Bluesky和Spirit River（Clearwater）地层以及艾伯塔省中东部和萨斯喀彻温省中西部的大劳埃德明斯特地区的曼维尔地层中。我们的重油业务包括使用具有强大资本效率的创新型多边水平钻探。我们的 Clearwater 剧本的核心位于 Peavine Metis 定居点。

2023年第二季度，我们的重油资产总产量为34,955桶/日（石油和液化天然气占94％）。我们在第二季度引进了两口净井，由于春季的解体，两口净井的活跃度通常较低。我们的重油开发计划在第三季度有所加强，有四台钻机在运行，两台在Peavine，一台在和平河，一台在劳埃德明斯特。2023年下半年，我们预计将有40口净重油井上线，其中19口在Peavine，18口在劳埃德明斯特，3口在和平河。

2023年第一季度，我们在艾伯塔省的冷湖成功钻探了一口六支Upper Waseca多侧水平勘探井。该油井于4月投产，实现了165桶/日的30天初始产量，即12.5°的API原油。Waseca地层类似于球道对面的克利尔沃特水库，非常适合露天洞开发，从而带来丰厚的回报和资本效率。这一初步测试结果令我们感到鼓舞，并计划在2023年下半年进行3口后续油井，包括一次Lower Waseca的测试。我们在整个剧中有 20 个潜在章节。此外，继2022年第四季度在艾伯塔省莫林维尔成功进行Clearwater测试油井之后，我们将于2023年下半年再增加两口井。

（1）资本管理措施。有关更多信息，请参阅本新闻稿中的 “特定财务措施” 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，请参阅本新闻稿中的 “特定财务措施” 部分。

财务流动性

我们的资本充足，信贷额度有大量的流动性。我们有11亿美元的循环信贷额度，到期日为2026年4月1日，还有1.5亿美元的两年期定期贷款。

截至2023年6月30日，我们的总债务 (1)，包括我们的两个系列长期票据，为26亿美元，我们保持强劲的流动性，循环信贷额度的未提取能力约为40％。

风险管理

我们采用对冲计划来帮助缓解因大宗商品价格变化而导致的收入波动。

在2023年第三季度和2023年第四季度，我们分别对大约40％和35％的原油净敞口进行了套期保值，使用双向套期保值，最低价格为60美元/桶，上限价格为100美元/桶，以及以60美元/桶的价格购买5,000桶/日的看跌期权。在2024年上半年，我们使用双向套期保值对大约22％的原油净敞口进行了套期保值，最低价格为60美元/桶，上限价格为99美元/桶。

我们的金融衍生品合约的完整清单可在2023年第二季度财务报表附注17中找到。

附加信息

我们截至2023年6月30日的三个月和六个月的简明合并未经审计的中期财务报表以及相关管理层对运营和财务业绩的讨论和分析可在我们的网站www.baytexenergy.com上查阅，并将很快通过SEDAR的www.sedar.com和EDGAR的www.sec.gov/edgar.shtml公布。

(1) 根据经修订的信贷额度协议计算，该协议可在SEDAR上查阅，网址为www.sedar.com。

关于前瞻性陈述的咨询

为了向Baytex的股东和潜在投资者提供有关Baytex的信息，包括管理层对Baytex未来计划和运营的评估，本新闻稿中的某些声明是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，前瞻性陈述可以通过术语来识别，例如 “相信”、“继续”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“目标”、“持续”、“展望”、“潜力”、“项目”、“计划”、“应该”、“目标”、“将” 或暗示未来结果、事件或业绩的类似词语。本新闻稿中包含的前瞻性陈述仅代表截至发布之日，并受到本警示声明的明确限制。

具体而言，本新闻稿包含前瞻性陈述，涉及但不限于：我们准备实现自由现金流和增加每股股东回报的强大组合；我们致力于实现卓越运营，实现长期价值和提高股东回报；对我们打算进一步加强资产负债表和自由现金流分配（包括债务偿还和股东回报）的预期；我们预计将产生超过4亿美元的自由现金2023年下半年的流量，以及2023年全年约为5亿美元的自由现金流；我们对2023年勘探和开发支出、产量（包括按产品类型划分的产量组合）、特许权使用费率、运营、运输、一般和管理以及利息支出和租赁支出以及资产报废义务的指导方针；我们对钻探计划的计划和预期，包括即将到来的净井数量已于 2023 年下半年上线以及将在艾伯塔省冷湖和艾伯塔省莫林维尔钻探的此类油井和后续油井的位置；以及我们的套期保值计划。

这些前瞻性陈述基于以下方面的某些关键假设：石油和天然气价格以及轻油、中油和重油价格之间的差异；油井生产率和储量；我们通过勘探和开发活动增加产量和储量的能力；野火对我们生产的未来影响；按照当前的发展速度，我们的核心资产有超过10年的开发库存；资本支出水平；我们根据信贷协议借款的能力；及时收到我们的经营活动的监管和其他所需批准；劳动力和其他行业服务的可用性和成本，包括运营和运输成本；利息和外汇汇率；现有税收和特许权使用费制度的持续性；我们的套期保值计划；我们按照目前设想的方式开发原油和天然气资产的能力；以及当前的行业状况、法律和法规仍在生效（或，变化在哪里已提议，这些修改已按预期获得通过）。提醒读者，尽管Baytex当时认为这种假设是合理的

准备，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，实际取得的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：与Baytex任何不可预见的负债相关的风险；Baytex未能达到其指导方针；石油和天然气价格的波动和价格差异（包括Covid-19的影响）；与持续的野火相关的风险；气候变化举措施加的限制或成本以及气候变化的物理风险；与我们开发房产和增加储备的能力相关的风险；能源转型对需求的影响石油生产；所得税或其他的变化法律或政府激励计划；收集、加工和管道系统的可用性和成本；留住或更换我们的领导层和关键人员；资本或借款的可用性和成本；与第三方运营我们的鹰福特房产相关的风险；与大型项目相关的风险；开发和运营我们的房产的成本，包括运输成本；公众的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额保险；与我们的热稠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；我们的信用融资可能无法提供足够的流动性或可能无法续期；未能遵守我们债务协议中的契约；交易对手违约的风险；土著索赔的影响；与扩展到新活动相关的风险；与我们的证券所有权相关的风险，包括市场因素的变化；美国和其他非居民股东面临的风险，包括执行民事补救措施的能力、申报储备金和生产的不同做法、适用于非居民的额外税收以及外汇风险；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表年度报告以及截至2022年12月31日的年度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。

根据适用的证券法，本新闻稿包含的有关合并完成后Baytex预计资本化的信息可能被视为财务展望，这些信息受许多假设、风险因素、限制和限制条件的约束，包括此处规定的假设、风险因素、限制和资格。Baytex的实际市值将与本新闻稿中规定的金额有所不同，此类差异可能很大。提供的这些信息仅供说明之用，有关未来时期的预算和预测是基于推测性的，会受到各种突发事件的影响，可能不适用于其他目的。因此，不应将这些估计值作为未来结果的指标。除非适用的证券法要求，否则Baytex没有义务更新此类财务展望。本新闻稿中包含的财务展望截至本新闻稿发布之日制定，旨在提供有关合并完成后Baytex未来潜在资本化的更多信息。提醒读者，本新闻稿中包含的财务前景尚无定论，可能会发生变化。

股息咨询

未来的股息和股票回购（如果有）及其水平尚不确定。任何支付普通股股息的决定（包括实际金额、申报日期、记录日期和支付日期）都将由董事会自行决定

Baytex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，包括但不限于合同限制和适用公司法对Baytex施加的偿付能力测试的满足程度。

特定财务措施

在本新闻稿中，我们提到了某些财务指标（例如自由现金流、营业净回值、平均特许权使用费率和总销售额，扣除混合和其他费用），这些指标不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义。虽然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发行人对类似衡量标准的计算相提并论。此外，本新闻稿还包含 “调整后的资金流” 和 “净负债” 这两个术语，这些术语被视为资本管理措施。

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

扣除混合和其他支出的总销售额不是基于加拿大公认会计原则的衡量标准，而是代表一段时间内产量实现的收入。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。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。

运营净回报

运营净回报不是基于加拿大公认会计原则的衡量标准，而是石油和天然气行业常用的财务术语。营业净回报等于石油和天然气销售减去混合费用、特许权使用费、生产和运营费用以及运输费用。我们对运营净回报的确定可能无法与其他实体的类似衡量标准的计算结果相提并论。我们认为，这项衡量标准有助于描述我们在单位产量基础上产生现金利润的能力，也是评估我们经营业绩的关键衡量标准。

下表将扣除混合和其他费用后的总销售额和营业净回报与石油和天然气销售额进行了核对。

自由现金流

在加拿大，自由现金流不是基于公认会计原则的衡量标准。我们将自由现金流定义为经营活动产生的现金流，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调整。我们对自由现金流的确定可能无法与其他发行人相提并论。我们使用自由现金流来评估可用于偿还债务、普通股回购、潜在的未来分红以及收购和处置机会的资金。

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

扣除混合和其他费用后，每个英国央行的总销售额

扣除混合油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后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，由特许权使用费除以扣除混合和其他费用的总销售额组成。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

每英国央行的营业净回值等于适用时期的营业净回值除以桶石油当量销售量，用于根据产量单位评估我们的经营业绩。

资本管理措施

净负债

我们使用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。我们将净负债定义为根据贸易和其他应付账款、现金、贸易和其他应收账款调整后的未摊销债务发行成本调整后的信贷额度和长期未偿还票据的总和。我们认为，这项衡量标准有助于更全面地了解我们的现金负债，并为评估我们的流动性提供关键衡量标准。我们在计算净负债时使用信贷额度和长期票据的本金，因为这些金额代表我们在到期时的最终还款义务。不包括与信贷额度和长期票据相关的债务发行成本的账面金额，因为这些金额在合同签订时已经由Baytex支付，并不代表额外的资本来源或还款义务。

下表总结了我们对净负债的计算。

(1) 未摊销的债务发行成本来自截至2023年6月30日的三个月和六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。

调整后的资金流

调整后的资金流是石油和天然气行业常用的财务术语。我们将调整后的资金流定义为根据已结算的非现金运营周转资金和资产报废债务的变化进行调整的经营活动产生的现金流。我们对调整后资金流的确定可能无法与其他发行人相提并论。我们认为，调整后的资金流是一项关键指标，可以更全面地了解经营业绩以及我们为勘探和开发支出、偿还债务、清偿放弃债务和未来潜在分红筹集资金的能力。

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。

有关石油和天然气信息的咨询

在适用的情况下，石油当量是使用六千立方英尺的天然气与一桶石油的换算率计算的。BOE 可能会产生误导，特别是如果单独使用。六千立方英尺天然气与一桶石油的英国央行换算比率基于一种主要适用于燃烧器尖端的能量等价转换方法，并不代表井口的价值等价物。

本文提及的30天平均初始产量和其他短期生产率有助于证实碳氢化合物的存在，但是，这些速率并不能决定此类油井开始生产和此后下降的速度，也不表示长期表现或最终的复苏。尽管令人鼓舞，但提醒读者在计算我们的总产量或提供此类利率的资产时不要依赖此类税率。尚未对所有油井进行压力瞬态分析或试井解释。因此，我们告诫说，测试结果应被视为初步结果。

在本新闻稿中，“石油和液化天然气” 是指NI 51-101定义的重油、沥青、轻质和中质油、致密油、凝析油和液化天然气（“NGL”）产品类型。下表显示了截至2023年6月30日的三个月和六个月中Baytex的分列产量。NI 51-101产品类型包括如下：“重质原油” ——重质原油和沥青，“轻质和中质原油” ——轻质和中质原油、致密油和凝析油、“液化天然气” 和 “天然气” ——页岩气和常规天然气。

Baytex 能源公司

Baytex Energy Corp. 是一家能源公司，总部位于艾伯塔省卡尔加里，在德克萨斯州休斯敦设有办事处。该公司在加拿大西部沉积盆地和美国的Eagle Ford从事原油和天然气的收购、开发和生产。Baytex的普通股在多伦多证券交易所和纽约证券交易所上市，股票代码为BTE。

有关 Baytex 的更多信息，请访问我们的网站 www.baytexenergy.com 或联系：

Brian Ector，资本市场和投资者关系高级副总裁

免费电话号码：1-800-524-5521

电子邮件：investor@baytexenergy.com