附录 99.2

BAYTEX 能源公司

管理层的讨论与分析

在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月中

日期为 2023 年 11 月 2 日

以下是管理层对Baytex Energy Corp. 截至2023年9月30日的三个月和九个月的经营和财务业绩的讨论和分析（“MD&A”）。此信息自2023年11月2日起提供。在本MD&A中，提及的 “Baytex”、“公司”、“我们” 和 “我们的” 以及类似术语均指合并后的Baytex Energy Corp. 及其子公司，除非上下文另有要求。将截至2023年9月30日的三个月和九个月（“2023年第三季度” 和 “2023年年初至今”）的业绩与截至2022年9月30日的三个月和九个月（“2022年第三季度” 和 “2022年年初至今”）的业绩进行了比较。本MD&A应与公司截至2023年9月30日未经审计的简明合并中期财务报表（“合并财务报表”）以及截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月中，其截至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及其截至2022年12月31日止年度的年度信息表（“AIF”）一起阅读。有关Baytex的这些文件和其他信息可在SEDAR+网站www.sedarplus.com上查阅，也可以通过美国证券交易委员会www.sec.gov获取。除非另有说明，否则所有金额均以加元为单位，除百分比和每股普通股金额或另有说明外，所有表格金额均以千加元为单位。

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。

本MD&A包含前瞻性信息和陈述以及某些衡量标准，这些衡量标准不符合国际会计准则理事会规定的国际财务报告准则（“IFRS”）。“营业净回值”、“自由现金流”、“平均特许权使用费率”、“重油，扣除混合和其他费用” 和 “总销售额，扣除混合和其他费用” 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，因此可能无法与其他使用类似术语的公司提出的类似衡量标准相提并论。本 MD&A 还包含 “调整后的资金流” 和 “净负债” 这两个术语，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公告，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。

2023年6月20日，Baytex和Ranger Oil Corporation（“Ranger”）完成了两家公司的合并（“合并”），Baytex收购了Ranger的所有已发行和流通普通股。此次合并扩大了我们的Eagle Ford规模，为在加拿大西部沉积盆地和伊格尔福特河有效分配资本提供了一个运营平台。Ranger资产的产量约为70％，主要用于高净值轻油，主要用于运营，这提高了我们有效配置资本的能力。

我们发行了3.114亿股普通股，支付了7.328亿美元的现金对价，此外还承担了Ranger的11亿美元净负债（1）。该交易的现金部分由我们扩大的11亿美元信贷额度、1.5亿美元的两年期定期贷款机制以及发行2030年到期的8亿美元优先无抵押票据的净收益提供资金。

第三季度亮点

Baytex 在 2023 年第三季度取得了稳健的运营和财务业绩。我们的第三季度业绩代表了与Ranger合并后的第一个完整季度的运营，表明了我们规模扩大和北美石油加权投资组合多元化的实力。2023年第三季度产量为150,600桶/日，符合预期，反映了我们在加拿大西部的钻探项目和德克萨斯州鹰福特的强劲业绩。我们在勘探和开发支出上投资了4.092亿美元，并在2023年第三季度创造了1.584亿美元的自由现金流（2）。

（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。

2023年第三季度的勘探和开发支出总额为4.092亿美元。在美国，我们在2023年第三季度投资了3.021亿美元，2023年第三季度的平均产量为87,311桶桶/日，高于2022年第三季度的27,391桶桶/日，这主要是由于从Ranger手中收购的房产做出了产量贡献。由于我们的重油和杜弗奈资产增长，我们在2023年第三季度向加拿大投资了1.071亿美元，2023年第三季度产量为63,289桶桶/日，高于2022年第三季度的55,803桶桶/日。

由于对经济放缓的担忧影响了2023年上半年的原油价格，欧佩克减产和稳定的需求开始平衡市场，油价在2023年第三季度有所改善。尽管最近有所改善，但2023年第三季度WTI基准价格为82.26美元/桶，在2022年第三季度低于91.56美元/桶，而同期WCS的平均差异分别为12.89美元/桶和19.87美元/桶。2023年第三季度来自经营活动的现金流为4.440亿美元，调整后的资金流（1）为5.816亿美元，这反映了与Ranger合并后的产量增加和规模的扩大，当时我们的运营活动产生的现金流为3.104亿美元，调整后的资金流为2.843亿美元。

截至2023年9月30日，净负债（1）为28亿美元，高于2022年12月31日的9.874亿美元，这是由于与合并相关的现金对价和假设的净负债。在合并完成的同时，我们将股东回报率提高到自由现金流的50％（2），这使我们能够增加股票回购计划并引入股息。我们剩余的自由现金流将分配给资产负债表。

2023 年 6 月 23 日，我们向多伦多证券交易所续订了普通股发行人出价，以回购最多6,840万股（当时占我们公众持股量的10％）的股票回购计划。截至2023年11月1日，我们回购并取消了1,040万股普通股，平均价格为每股5.82美元，总对价为6,050万美元。2023年10月2日，我们支付了每股0.0225加元的季度现金分红，2023年11月2日，董事会宣布，将于2024年1月2日向2023年12月15日的登记股东支付每股0.0225加元的季度现金分红。出于加拿大所得税的目的，这些股息被指定为 “合格股息”。出于美国所得税的目的，Baytex的股息被视为 “合格股息”。

2023 年指南

我们是一家资本充足、多元化的石油加权北美勘探与生产公司，拥有强劲的自由现金流状况。我们仍然专注于维持资本纪律和提高每股股东回报。

我们将继续执行2023年计划，预计2023年全年产量为12.1,500至12.2万桶桶/日（之前的预期区间为12.5万至12.2万桶桶/日）。预计第四季度的平均产量为15.8万至16万桶/日，其中84％为石油和液化天然气（47％的轻油，24％的重油和13％的液化天然气）和16％的天然气。我们预计，2023年全年的勘探和开发支出约为10.35亿美元，与之前的10.05亿美元至10.45亿美元的指导区间一致。

下表总结了我们对2023年生产、勘探和开发支出的指导方针。

（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) 正如2023年7月27日宣布的那样。包括自2023年6月20日合并结束之日起的Ranger。

下表汇总了我们对支出、租赁支出和资产报废义务的2023年指导方针。利息支出预期较高，这主要是由于美元相对于加元走强对我们以美元计价的债务的影响。

(1) 正如2023年7月27日宣布的那样。包括自2023年6月20日合并结束之日起的Ranger。

(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年第三季度的产量为150,600桶桶/日，2023年年初至今的产量为109,275桶桶/日，而2022年第三季度的产量为83,194桶/日，2022年年初至今为82,392桶/日。2023 年第二季度和 2023 年年初至今的产量高于 2022 年同期，这主要是由于从 Ranger 手中收购的房产以及我们在加拿大的成功开发计划所做的产量贡献。

在加拿大，2023年第三季度的产量为63,289桶/日，2023年年初至今的产量为59,948桶/日，而2022年第三季度的产量为55,803桶桶/日，

2022年年初至今为54,711英国央行/日。2023年第三季度的产量增长了7,486桶/日，年初至今的产量增长了5,237桶/日，这反映了我们在Peavine的克利尔沃特开发项目以及我们在杜弗奈的轻质油开发项目中表现强劲。

在美国，2023年第三季度的产量为87,311桶桶/日，2023年年初至今的产量为49,327桶桶/日，而2022年第三季度的产量为27,391桶桶/日，2022年年初至今为27,681桶桶/日。与Ranger合并的产量贡献是导致2023年第三季度产量与2022年同期相比增长59,920桶/日和2023年年初至今增加21,646桶/日的主要因素。收购的Eagle Ford资产的产量主要用于运营，并以高净值轻质油为主，这导致我们在2023年两个时期的总产量中轻质油的比例都更高。

2023年年初至今的总产量为109,275桶桶/日，符合预期，我们预计2023年的产量约为12.1,500至12.2万桶桶/日。

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

在原油需求减少的预期影响了2023年上半年的价格之后，欧佩克实施了新的减产措施以稳定市场，全球原油基准价格在2023年第三季度有所改善。尽管最近有这些改善，但与2022年第三季度和2022年年初至今相比，WTI基准价格在2023年第三季度平均为82.26美元/桶，2023年年初至今的平均基准价格为77.39美元/桶，当时由于俄罗斯入侵乌克兰造成的全球供应的不确定性，WTI的平均价格分别为91.56美元/桶和98.09美元/桶。

我们将获得的美国原油产量价格与德克萨斯州休斯敦的麦哲伦东休斯顿（“MEH”）油流的价格进行了比较，后者是美国墨西哥湾沿岸轻质油定价的代表性基准。MEH基准指数在2023年第三季度平均为84.10美元/桶，2023年年初至今平均为78.84美元/桶，低于2022年第三季度的96.15美元/桶和2022年年初至今的101.76美元/桶。由于可以进入全球市场，MEH基准指数的交易价格高于WTI。2023年第三季度和2023年年初至今，WTI的MEH基准溢价分别为1.84美元/桶和1.45美元/桶，而2022年第三季度和2022年年初至今的溢价分别为4.59美元/桶和3.67美元/桶。由于墨西哥湾沿岸的炼油厂需求与2022年同期相比有所减少，MEH基准指数在2023年两个时期的交易价格均低于WTI。

由于加拿大西部缺乏对多元化市场的出口，加拿大石油交易价格低于WTI。加拿大油价相对于WTI的差异会根据加拿大西部的产量水平以及北美炼油厂的需求逐段时间波动。

我们将加拿大轻质油生产获得的价格与埃德蒙顿面值基准油价进行了比较。埃德蒙顿面值在2023年第三季度平均为107.93美元/桶，2023年年初至今为100.70美元/桶，而2022年第三季度为116.79美元/桶，2022年年初至今为123.41美元/桶。埃德蒙顿面值2023年第三季度对WTI的折价为1.78美元/桶，2023年年初至今的折价为2.54美元/桶，与2022年第三季度的2.13美元/桶和2022年年初至今的1.89美元/桶的折扣相似。

我们将加拿大重油生产获得的价格与WCS重油基准进行了比较。2023年第三季度和2023年年初至今的WCS重油平均价格分别为93.02美元/桶和80.47美元/桶，而2022年同期为93.62美元/桶和105.65美元/桶。2023年第三季度，WCS重油差价为12.89美元/桶，2023年年初至今为17.57美元/桶，而2022年第三季度的折扣为19.87美元/桶，2022年年初至今的折扣为15.74美元/桶。由于预计推迟的TMX管道扩建将增加出口能力，加拿大西部的稠油产量在2023年有所增加，因此加拿大的重油差异有所扩大。

天然气

北美天然气需求减少导致2023年两个时期的价格均低于2022年同期，这受到地缘政治因素的影响，由于欧洲供应的不确定性，导致全球天然气价格上涨。

我们在美国的天然气产量是根据纽约商品交易所（“NYMEX”）的天然气指数定价的。纽约商品交易所天然气基准指数2023年第三季度平均为2.55美元/百万英热单位，2023年年初至今为2.69美元/百万英热单位，而2022年第三季度为8.20美元/百万英热单位，2022年年初至今为6.77美元/百万英热单位。

在加拿大，我们的天然气定价基于AECO基准，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（NYMEX）。AECO基准指数在2023年第三季度平均为2.39美元/立方英尺，2023年年初至今平均为3.03美元/立方英尺，低于2022年第三季度的5.81美元/立方英尺和2022年年初至今的5.56美元。

下表比较了截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月的部分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年第三季度每英国央行的总销售额，扣除混合和其他费用（1）为80.34美元/桶，2023年年初至今为72.22美元/桶，而2022年第三季度为87.68美元/英国央行和2022年年初至今为93.40美元/桶。在加拿大，我们2023年第三季度的已实现价格为79.93美元/英国央行4.37美元，低于2022年第三季度的84.30美元/英国央行84.30美元。2023年第三季度，我们在美国的已实现价格为80.64美元/英国央行，比2022年第三季度的94.59美元/英国央行低13.95美元。与2022年同期相比，北美基准油价下跌是导致我们在2023年第三季度和2023年年初至今在加拿大和美国业务的已实现定价下降的主要因素。

我们将加拿大的轻质油已实现价格与埃德蒙顿面值基准价格进行了比较。2023年第三季度我们的已实现轻质油和凝析油价格（2）为106.89美元/桶，2023年年初至今为100.46美元/桶，而2022年第三季度为115.51美元/桶，2022年年初至今为121.19美元/桶。我们在2023年第三季度和2023年年初至今的已实现轻质油和凝析油价格下降主要是基准价格下降的结果，这意味着埃德蒙顿面值在2023年第三季度和2023年年初至今分别为每桶1.04美元和每桶0.24美元，低于2022年第三季度的1.28美元/桶和2022年年初至今每桶2.22美元的折扣，这反映了我们在维京和杜弗奈生产的强劲的已实现定价 2023。

我们将美国轻油和凝析油生产获得的价格与MEH基准进行了比较。我们2023年第三季度的已实现轻质油和凝析油平均价格为109.09美元/桶，2023年年初至今平均为105.63美元/桶，而2022年第三季度为122.43美元/桶，2022年年初至今为128.65美元/桶。以美元计算，我们在2023年第三季度已实现的轻质油和凝析油价格为每桶81.35美元，2023年年初至今为78.52美元/桶，这意味着2023年第三季度和2023年年初至今对MEH的折扣分别为2.75美元和每桶0.32美元，而2022年第三季度为2.40美元/桶，2022年年初至今为1.48美元/桶。2023年年初至今0.32美元/桶的折扣反映了我们2023年年初至今产量的很大一部分发生在2023年第三季度，当时MEH基准指数较高，而2023年第三季度的2.75美元/桶的折扣符合预期，也代表了我们预计在鹰福特总产量中获得的定价。

扣除调和和其他费用后，我们的已实现重油价格在2023年第三季度平均为84.43美元/桶，2023年年初至今平均为67.65美元/桶，而2022年第三季度为84.38美元/桶，2022年年初至今为95.10美元/桶。与2022年第三季度和2022年年初至今相比，我们在2023年第三季度和2023年年初至今的已实现重油分别下降0.05美元/桶和27.45美元/桶，这与同期WCS基准价格下跌0.60美元/桶和25.18美元/桶相对一致。

我们已实现的液化天然气价格占WTI的百分比可能因液化天然气量的产品组合以及标的产品的市场价格变化而异。2023年第三季度我们的已实现液化天然气价格（2）为28.36美元/桶，占WTI的26％（以加元计算），2023年年初至今为28.79美元/桶，占WTI的28％（以加元计算），而2022年第三季度为44.07美元/桶，占WTI的37％（以加元计算）) 在 2022 年年初至今。由于对液化天然气产品的需求与2022年同期相比有所减少，我们在加拿大和美国的已实现液化天然气价格占WTI的百分比在2023年第三季度和2023年年初至今有所下降。

我们将我们在美国的已实现天然气价格与纽约商品交易所的基准价格和加拿大的AECO基准价格进行了比较。我们在加拿大和美国的部分天然气销售基于各自的每日指数价格，这些价格的波动与相关的月度指数价格无关。2023年第三季度我们在加拿大的已实现天然气价格（2）为2.72美元/立方英尺，2023年年初至今为2.98美元/立方英尺，而2022年第三季度为4.96美元/立方英尺，2022年年初至今为5.56美元/立方英尺。在美国，2023年第三季度我们的已实现天然气价格为2.39美元/立方英尺，2023年年初至今为2.39美元/立方英尺，而2022年第三季度为7.57美元/立方英尺，2022年年初至今为6.46美元/立方英尺。与2022年同期相比，我们在加拿大和美国的已实现天然气价格的下降与2023年AECO月度基准价格和纽约商品交易所月基准价格的下降相对一致。

(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年第三季度的总销售额（扣除混合和其他费用）为11亿美元，较2022年第三季度公布的6.711亿美元增加了4.421亿美元，而2023年年初至今的总销售额（扣除混合和其他费用）为22亿美元，较2022年年初至今公布的21亿美元增加了5,380万美元。与Ranger的合并，以及我们成功的开发项目带来的更高产量，使2023年两个时期的总销售额与2022年同期相比都有所增长，但基准价格下跌的影响部分抵消了这一增长。

在加拿大，扣除混合和其他费用后，2023年第三季度的总销售额为4.654亿美元，较2022年第三季度公布的4.328亿美元增加了3,260万美元。石油和天然气总销售额的增长是产量增加的结果，与2022年第三季度相比，扣除混合和其他费用后，总销售额增加了5,810万美元。与2022年第三季度相比，2023年第三季度的已实现定价降低，部分抵消了产量增加的影响，这导致扣除混合和其他费用后的总销售额减少了2540万美元。由于加拿大2023年年初至今的产量高于2022年年初至今，较低的基准价格是影响我们总销售额（扣除混合和其他费用）的主要因素，从2022年年初至今的13.693亿美元降至2023年年初至今的11.286亿美元。

在美国，2023年第三季度的石油和天然气销售额为6.478亿美元，较2022年第三季度公布的2.384亿美元增加了4.094亿美元。2023年第三季度的产量高于2022年第三季度，导致总销售额增长了5.214亿美元，但部分被已实现定价的降低所抵消，这导致2023年第三季度的总销售额与2022年第三季度相比下降了1.12亿美元。尽管2023年年初至今的已实现价格低于2022年年初至今，但2023年年初至今的产量增加使2023年年初至今的石油和天然气销售额为10.26亿美元，而2022年年初至今为7.315亿美元。

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值减去特定项目的资本投资计算得出的，通常以扣除混合和其他费用后的总销售额的百分比表示。实际特许权使用费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地区或司法管辖区。下表汇总了截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九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。

扣除混合和其他费用后，2023年第三季度的特许权使用费为2.4亿美元，占总销售额的21.6％，而2022年第三季度的特许权使用费为1.470亿美元，占21.9％。2023年年初至今的总特许权使用费为4.412亿美元，占总销售额的20.5％，扣除混合和其他费用，而2022年年初至今为4.413亿美元，占21.0％。2023年第三季度的特许权使用费率为21.6％，2023年年初至今为20.5％，低于2022年第三季度的21.9％和2022年年初至今的21.0％。

由于基准大宗商品价格降低，我们2023年第三季度的加拿大特许权使用费率为13.8％，2023年年初至今为13.8％，低于2022年第三季度的17.5％和2022年年初至今的16.4％，这是由于基准大宗商品价格降低，导致我们在2023年的加拿大房地产的特许权使用费率低于2022年。在美国，特许权使用费分别占2023年第三季度总销售额的27.1％和2023年年初至今的27.9％，略低于2022年第三季度的29.8％和2022年年初至今的29.6％，这是由于收购的Ranger资产贡献的产量比我们传统的非运营鹰福特资产具有较低的特许权使用费。

我们2023年年初至今的平均特许权使用费率为20.5％，与预期一致，略低于我们的21.0-22.0％的年度指导区间，该区间反映了在2023年剩余时间内从Ranger手中收购的房产所贡献的产出的特许权使用费率。

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年第三季度的总运营支出为1.741亿美元（合12.57美元/英国央行），2023年年初至今的总运营支出为4.060亿美元（合13.61美元/英国央行），而2022年第三季度为1.101亿美元（14.39美元/英国央行），2022年年初至今为3.183亿美元（14.15美元/英国央行）。与2022年同期相比，2023年两个时期的总运营支出都有所增加，而由于从Ranger手中收购了房产，英国央行的运营成本有所降低。

在加拿大，2023年第三季度的运营支出为9,310万美元（英国央行15.98美元），2023年年初至今的运营支出为2.756亿美元（1684美元/英国央行），而2022年第三季度的运营支出为8,310万美元（1619美元/英国央行），2022年年初至今为2.442亿美元（英国央行16.35美元）。由于产量增加，加拿大的总运营支出有所增加，因为英国央行在2023年两个时期的运营成本与2022年同期相比相对稳定。

2023年第三季度的美国运营支出为8,110万美元（每桶10.09美元），2023年年初至今的运营支出为1.304亿美元（9.68美元/英国央行），而2022年第三季度为2700万美元（1071美元/英国央行），2022年年初至今为7,420万美元（982美元/英国央行）。由于与Ranger合并后的产量增加，2023年两个时期美国的总运营支出均高于2022年同期。英国央行在美国的每笔运营支出（以美元计算）在2023年第三季度为7.52美元/英国央行，2023年年初至今为7.20美元/英国央行，低于2022年第三季度的8.20美元/英国央行和2022年年初至今的7.65美元英国央行运营成本，这反映了我们非运营面积的修缮和维护成本降低，以及与从Ranger收购的房产增加产量相关的单位运营成本降低。

2023年年初至今的运营支出为13.61美元/英国央行，符合预期，预计将在我们的年度指导区间内，即英国央行约12.75美元，这是由于我们在2023年剩余时间内运营的伊格尔福特产量的单位运营成本降低。

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。运输费用的最大组成部分涉及加拿大用卡车将石油运往管道和铁路码头，在我们寻求优化销售价格和卡车运输费率的过程中，这些费用可能因运输距离而异。我们在美国业务的运输费用主要是通过卡车或管道将我们的产品运送到集中销售点所产生的成本。

下表比较了我们在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月中的运输费用。

(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年第三季度的运输费用为2,800万美元（2.02美元/桶油当量），2023年年初至今为5,960万美元（2.00美元/英国央行），而2022年第三季度为1,280万美元（1.67美元/英国央行），2022年年初至今为3,370万美元（1.50美元/英国央行）。在加拿大，与2022年同期相比，由于重油产量增加以及卡车运输率的提高，2023年第三季度和2023年年初至今的总运输费用和单位成本均有所增加。美国的运输费用与2023年第三季度和2023年年初至今的预期一致，反映了我们从Ranger手中收购的Eagle Ford业务的卡车运输和管道运输成本。2023年年初至今每单位运输费用为2.00美元/英国央行美元，低于我们约2.10美元/英国央行的年度指导区间，该区间反映了与从Ranger手中收购房产相关的运输成本。

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年第三季度的混合和其他支出为4,980万美元，2023年年初至今为1.625亿美元，而2022年第三季度为4,090万美元，2022年年初至今为1.393亿美元。混合和其他支出的增加主要是由于2023年第三季度和2023年年初至今的重油产量和管道出货量与2022年同期相比有所增加。

金融衍生品

作为我们正常业务的一部分，我们面临大宗商品价格、外汇汇率、利率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品合约，这些合约旨在部分降低收入的波动性。期内结算的合约根据市场价格与合同价格和名义未清交易量的比较，产生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被列为该期间的未实现收益或亏损。下表汇总了截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月中我们的金融衍生品合约的业绩。

我们在2023年第三季度录得的金融衍生品总亏损为2,860万美元，2023年年初至今的总亏损为1,710万美元，而2022年第三季度的收益为1.141亿美元，2022年年初至今的亏损为1.918亿美元。2023年第三季度已实现的金融衍生品收益为210万美元，这主要是由于WCS差异市场价格的稳定水平高于我们的衍生品合约中设定的水平。2023年年初至今已实现的2380万美元金融衍生品收益还包括2023年上半年签订的WTI原油合约的收益。2023年第三季度的未实现亏损为3,070万美元，2023年年初至今的未实现亏损为4,090万美元，这反映了预测的原油定价的变化，该价格用于重新估值我们在2023年9月30日签订的原油合约中未结算的名义未偿还交易量，与2023年6月30日和2022年12月31日相比。截至2023年9月30日，我们的金融衍生品合约的公允价值为610万美元，而截至2023年6月30日的净资产为2460万美元，截至2022年12月31日的净资产为1,010万美元。

在2023年9月30日之后以及截至2023年11月2日，我们有以下未偿还的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) 在2023年9月30日之后签订的合同。

运营净回报

下表汇总了我们在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月中加拿大和美国业务按每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。

由于加拿大和美国的基准定价较低，导致扣除特许权使用费后的单位销售额减少，我们的2023年第三季度的运营净回值为48.42美元/英国央行和2022年第三季度的52.41美元/英国央行和2022年年初至今的58.13美元/英国央行净回报为58.13美元。2023年第三季度的运营和运输总支出为14.59美元/英国央行和2023年年初至今的15.61美元/英国央行总支出与2022年第三季度的16.06美元/英国央行和2022年年初至今的15.65美元/英国央行相对一致，这反映了从Ranger手中收购的伊格尔福特房产的运营和运输成本降低，抵消了2023年6月20日合并结束前我们运营中经历的通货膨胀的影响。2023年第三季度包括金融衍生品已实现收益（亏损）在内的运营净回报为48.57美元/英国央行和2023年年初至今为42.62美元/英国央行42.62美元，而2022年第三季度为42.43美元/英国央行和2022年年初至今为45.47美元/英国央行45.47美元。

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9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月中的并购支出。

(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年第三季度的并购支出为2,050万美元（1.48美元/英国央行），2023年年初至今的并购支出为4,750万美元（1.59美元/英国央行），而2022年第三季度为1,200万美元（1.57美元/英国央行），2022年第三季度为3,530万美元（1.57美元/英国央行）。由于与Ranger合并相关的人员配备水平和整合成本增加，2023年第三季度和2023年年初至今的并购支出与预期一致，并高于2022年的同期水平。2023年年初至今的并购支出为1.59美元/英国央行，低于我们的7500万美元（1.80美元/英国央行）的年度预期，这反映了与Ranger合并相关的额外人员配置和管理成本。

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，具体取决于该期间的未偿债务水平、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9月30日和2022年9月30日的三个月和九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年第三季度的融资和利息支出为6,810万美元（4.91美元/英国央行），2023年年初至今为1.263亿美元（英国央行423美元），而2022年第三季度为2580万美元（336美元/英国央行），2022年年初至今为7,710万美元（3.43美元/英国央行）。与2022年相比，2023年更高的利息成本反映了与Ranger合并所产生的额外未偿债务，此外还增加了利率的上升。

2023年第三季度的现金利息为5,650万美元（4.08美元/英国央行），2023年年初至今的现金利息为1.031亿美元（3.46美元/英国央行），而2022年第三季度的现金利息为1,980万美元（258美元/英国央行），2022年年初至今为6,070万美元（2.70美元/英国央行）。2023年两个时期的现金利息都高于2022年同期，这是由于合并导致的额外未偿债务，其中包括发行总额为8亿美元的长期票据。我们在2023年第三季度和2023年年初至今的信贷额度利息高于2022年同期，这主要是由于基准借款利率的提高以及未偿本金的增加。适用于我们信贷额度的加权平均利率在2023年第三季度为7.8％，2023年年初至今为7.3％，高于2022年第三季度的4.1％和2022年年初至今的3.1％。

由于2023年这两个时期都采用了更高的贴现率，2023年第三季度资产报废债务增加了500万美元，2023年年初至今增加了1,430万美元，在2022年第三季度高于440万美元，2022年年初至今增加了1140万美元。与2022年的同期相比，2023年两个时期的债务发行成本均有所增加，这是由于信贷额度增加以及为与Ranger合并提供资金而发行新的长期票据相关的债务发行成本增加。

我们已将2023年的现金利率年度指引更新为1.56亿美元（3.50美元/英国央行），这反映了我们信贷额度的更高利率，以及美元相对于加元走强对我们以美元计价的债务的影响。

勘探和评估费用

勘探和评估（“E＆E”）费用与租赁到期以及未显示出商业可行性和技术可行性的勘探计划的成本被取消确认有关。电子电气费用将有所不同，具体取决于租约到期的时间、租约到期的累计成本以及与公司勘探计划相关的经济事实和情况。2023年第三季度的勘探和评估费用为40万美元，2023年年初至今为90万美元，而2022年第三季度为660万美元，2022年年初至今为1,730万美元。

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9月30日和2022年9月30日的三个月和九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年第三季度的损耗和折旧费用为3.197亿美元（英国央行23.08美元），2023年年初至今为6.619亿美元（英国央行22.19美元），而2022年第三季度的损耗和折旧费用为1.442亿美元（英国央行18.84美元），2022年年初至今为4.273亿美元（英国央行18.99美元）。与2022年第三季度和2022年年初至今，由于从Ranger手中收购的石油和天然气资产的损耗率高于我们的其他房产，这主要是由未来开发成本上涨所推动的，2023年第三季度和2023年年初至今的总损耗和折旧支出以及每位英国央行的损耗和折旧率均高于2022年第三季度和2022年年初至今。

减值

截至2023年9月30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

截至2022年12月31日，我们在六个CGU中确定了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和可能储备的变化，导致2.452亿美元的减值逆转。截至2022年12月31日，由于土地出售价值的增加，我们确定了Peace River CGU中电气资产的减值逆转指标，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”）费用包括与我们的股票奖励激励计划、激励奖励计划和递延股票单位计划相关的费用，以及Ranger在2023年6月假设的基于股份的薪酬计划。SBC与股权结算的奖励相关的支出计入奖励归属期内的净收益或亏损，缴款盈余相应增加。SBC与现金结算的奖励相关的支出计入奖励归属期内的净收益或亏损，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。与现金结算的奖励相关的负债在每个报告日都会重新计量，并根据我们股价的变化产生SBC支出或追回损失。

我们记录的中英银行2023年第三季度支出为1,470万美元，2023年年初至今的支出为4140万美元，而2022年第三季度为310万美元，2022年年初至今为1,000万美元。SBC 2023 年年初至今的支出包括与合并时以 Baytex 普通股承担和结算的奖励相关的1,620万美元非现金支出。定期支出薪酬奖励被视为现金支出，因为我们打算以现金结算当前和未来的未偿奖励，而Baytex正在回购股票作为其股东回报计划的一部分。

SBC在2023年第三季度的现金支出为1,470万美元，反映了合并后未偿还的额外奖励，以及我们在2023年9月30日的股价与2023年6月30日相比有所上涨，这导致SBC的现金支出高于2022年第三季度的310万美元，当时我们在权益总回报互换下的名义未偿还金额更高。在2023年第一季度，我们减少了权益总回报互换的名义金额，以匹配递延股份单位计划下未偿还的奖励数量，在此之前，我们设定的金额约相当于所有未偿现金结算奖励的90-100％。SBC在2023年年初至今的现金支出为2520万美元，高于2022年年初至今的720万美元，这是由于除了2023年未偿股权回报互换的名义金额减少外，还有额外的未偿奖励以及我们的股价上涨。

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年第三季度的外汇亏损为4,270万美元，2023年年初至今的外汇亏损为3,070万美元，而2022年第三季度的外汇亏损为3,890万美元，2022年年初至今的亏损为5,230万美元。

2023年第三季度未实现的外汇亏损为4,240万美元，2023年年初至今的未实现外汇亏损为2930万美元，这与我们的长期票据和信贷额度报告的金额变化有关，这是由于截至2023年9月30日加元兑美元与2023年6月30日和2022年12月31日相比疲软。2022年第三季度和2022年年初至今的未实现外汇亏损也是由于加元兑美元疲软，导致我们在2022年9月30日报告的未偿长期票据金额与2022年6月30日和2021年12月31日相比发生了变化。

已实现的外汇收益和亏损将根据我们加拿大业务以美元计价的日常交易的金额和时间而波动。我们在2023年第三季度的已实现外汇亏损为30万美元，2023年年初至今的已实现外汇亏损为140万美元，而2022年第三季度的已实现外汇亏损为90万美元，2022年年初至今的亏损为50万美元。

所得税

2023年第三季度的当前所得税支出为80万美元，2023年年初至今为330万美元，而2022年第三季度为70万美元，2022年年初至今为280万美元。

我们在2023年第三季度的递延所得税支出为4,800万美元，2023年年初至今的回收额为1.148亿美元，而2022年第三季度的支出为1,850万美元，2022年年初至今的回收额为890万美元。2023 年第三季度的递延所得税支出来自该期间我们在加拿大和美国的业务产生的收入。2023年年初至今的递延税收回收主要与2023年第二季度合并交易结构的影响有关，部分被该期间我们在加拿大和美国业务产生的收入所抵消。

正如2022年年度财务报表所披露的那样，某些间接子公司于2016年6月收到了加拿大税务局（“CRA”）的重新评估，该评估拒绝了与计算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，Baytex向CRA提交了异议通知，对收到的每项重新评估提出上诉。2023年7月，Baytex收到了CRA上诉庭的一封信，提议确认重新评估。Baytex 于 2023 年 10 月提交了对该提案的回应。

Baytex已收到其税务顾问的建议，即它应该有权使用非资本损失扣除额，并且仍然相信原始纳税申报是正确的。因此，Baytex未在其未经审计的中期合并财务报表中确认任何与重新评估有关的准备金。如果Baytex不成功，Baytex将被要求汇出税款和利息。

净收入和调整后的资金流

下表列出了截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月的调整后资金流和净收益或亏损的组成部分。

(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年第三季度创造了5.816亿美元的调整后资金流，2023年年初至今为10.922亿美元，而2022年第三季度为2.843亿美元，2022年年初至今为9.096亿美元。2023年第三季度调整后资金流的增加主要是由于与Ranger合并后的产量增加，这导致运营净回值比2022年第三季度增加了2.698亿美元。2023年年初至今调整后的资金流相对于2022年年初至今增加了1.826亿美元，这反映了由于大宗商品价格下跌导致的营业净回减少了5,960万美元，同时现金利息增加了4,250万美元，但金融衍生品已实现收益的3.087亿美元增长足以抵消。我们报告称，2023年第三季度的净收入为1.274亿美元，2023年年初至今的净收入为3.925亿美元，而2022年第三季度的净收入为2.65亿美元，2022年年初至今的净收入为5.028亿美元。

其他综合收益（亏损）

其他综合收益或亏损包括未在净收益或亏损中确认的美国净资产的外币折算调整。2023年第三季度的外币折算收益为1.12亿美元，2023年年初至今为6,500万美元，这与我们的美国净资产价值变化有关，这是由于与2023年6月30日和2022年12月31日相比，加元兑美元在2023年9月30日疲软。截至2023年9月30日，加元/美元的汇率为1.3537加元/美元，而截至2023年6月30日为1.3238加元/美元，截至2022年12月31日为1.3534加元/美元。

资本支出

截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月的资本支出汇总如下。

2023年第三季度的勘探和开发支出为4.092亿美元，2023年年初至今的勘探和开发支出为8.135亿美元，而2022年第三季度的勘探和开发支出为1.675亿美元，2022年年初至今为4.179亿美元。2023年第三季度和2023年年初至今的勘探和开发支出反映了加拿大开发活动的增加，以及2023年6月20日收购完成后从Ranger手中收购的房产的开发活动支出。

在加拿大，2023年第三季度的勘探和开发支出为1.071亿美元，2023年年初至今为3.881亿美元，而2022年第三季度为1.172亿美元，2022年年初至今为2.952亿美元。2023年第三季度的钻探和完井支出为9,460万美元，与2022年第三季度的1.035亿美元相对一致，这反映了我们在加拿大房地产的开发活动水平相似。2023年年初至今的钻探和完井支出为3.27亿美元，这反映了与2022年年初至今相比，轻质油和重油的开发活动有所增加，当时我们的支出为2.478亿美元。2023年年初至今，我们还在设施上投资了3,920万美元，在土地、地震和其他支出上投资了2180万美元。

2023年第三季度的美国勘探和开发总支出为3.021亿美元，2023年年初至今为4.255亿美元，而2022年第三季度为5,030万美元，2022年年初至今为1.227亿美元。2023年第三季度和2023年年初至今的勘探和开发活动反映了2023年6月20日合并完成后收购的房产的开发活动支出，以及我们在伊格尔福特非运营物业上的其他活动。

我们在2023年年初至今的勘探和开发支出与预期一致，我们现在预计2023年全年支出约为10.35亿美元，这反映了我们在合并中收购的运营的伊格尔福特房产的支出。

资本资源和流动性

我们的资本管理目标是维持强劲的资产负债表，为执行我们的发展计划提供财务灵活性，为股东提供回报，并通过战略收购优化我们的投资组合。我们努力积极管理资本结构，以应对经济状况的变化。截至2023年9月30日，我们的资本结构由股东资本、长期票据、贸易应收账款和预付款、贸易和其他应付账款、应付股息、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。

为了维持运营和支持我们的业务战略，管理债务水平是我们的首要任务。截至2023年9月30日，净负债（1）为28亿美元，而截至2022年12月31日为9.874亿美元。净负债的增加主要是由于支付了7.328亿美元的现金对价，以及假设与合并相关的11亿美元净负债。该交易的现金部分由Baytex扩大的11亿美元信贷额度提供资金，这是一项1.5亿美元的两年期定期贷款额度，已于2023年8月偿还，同时还包括发行2030年到期的8亿美元优先无抵押票据的净收益。Baytex于2023年4月27日完成了本金8亿美元的优先无抵押票据的发行，合并完成后将从托管中释放所得款项。

2023年6月，作为股东回报框架的一部分，我们续订了正常发行人出价（“NCIB”），并于2023年7月开始回购普通股。截至2023年10月31日，我们已经回购了2810万股普通股，平均价格为每股5.51美元，总对价为1.55亿美元。2023年10月2日，我们支付了每股0.0225加元的季度现金分红，2023年11月2日，董事会宣布，将于2024年1月2日向2023年12月15日的登记股东支付每股0.0225加元的季度现金分红。出于加拿大所得税的目的，这些股息被指定为 “合格股息”。出于美国所得税的目的，Baytex的股息被视为 “合格股息”。

信贷设施

截至2023年9月30日，我们的信贷额度下的未偿借款本金为10亿美元。我们的信贷额度包括11亿美元的循环信贷额度（“信贷额度”）。

2023年6月20日，我们修订了信贷额度，以促进与合并相关的现金对价，并承担Ranger的净债务。信贷额度增加至11亿美元，并于2026年4月1日到期。信贷额度是有担保的，包括向Baytex提供的5000万美元运营贷款和7.5亿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4,500万美元运营贷款和2.55亿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年第三季度信贷额度的加权平均利率为7.8％，2023年年初至今的加权平均利率为7.3％，而2022年第三季度和2022年年初至今分别为4.1％和3.1％。我们的信贷额度的利率之所以上升，是因为适用于我们信贷额度的利润率增加，以及2023年相对于2022年政府基准利率的提高。

截至2023年9月30日，Baytex有1,710万美元的未偿信用证，其中1,570万美元属于2,000万美元未承诺的无抵押活期循环信用证额度（2022年12月31日——未偿还的1,570万美元）。该贷款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订协议可在SEDAR+网站上查阅，网址为www.sedarplus.com。

（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。

财务契约

下表汇总了适用于信贷额度的财务契约以及我们截至2023年9月30日的遵守情况。

(1) “优先担保债务” 根据信贷额度协议计算，定义为信贷协议中确定的信贷额度和其他担保债务的本金。截至2023年9月30日，我们的优先担保债务为10.468亿美元。

(2) “银行息税折旧摊销前利润” 根据信贷额度协议中规定的术语和定义计算，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入或亏损，并以过去十二个月为基础计算，包括重大收购的影响，就好像它们发生在十二个月期初一样。截至2023年9月30日的十二个月中，银行息税折旧摊销前利润为22亿美元。

(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（不包括某些非现金交易）的比率计算，并以过去十二个月为基础计算。截至2023年9月30日的十二个月中，融资和利息支出为1.763亿美元。

(4) “总负债” 根据信贷额度协议计算，定义为Baytex的所有债务、负债和负债，不包括贸易和其他应付账款、资产报废义务、租赁、递延所得税负债和金融衍生品负债。截至2023年9月30日，我们的总债务为27亿美元。

长期票据

截至2023年9月30日，我们发行了两次未偿长期票据，本金总额为16亿美元。长期票据不包含任何财务维持契约。

2020年2月5日，我们发行了本金总额为5亿美元的优先无抵押票据，该票据将于2027年4月1日到期，利率为每年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按特定的赎回价格全部或部分赎回，并将从2026年4月1日起至到期按面值赎回。截至2023年9月30日，8.75％的未偿优先票据中，本金总额为4.098亿美元。

2023年4月27日，我们发行了本金总额为8亿美元的优先无抵押票据，将于2030年4月30日到期，每半年利率为8.50％（“8.50％的优先票据”）。8.50％的优先票据以面值的98.709％发行，可以在2026年4月30日之后以指定的赎回价格全部或部分赎回，并将在2028年4月30日至到期日期间按面值赎回。净收益为10亿美元，相当于1,370万美元的原始发行折扣，Baytex在发行时还产生了1,850万美元的交易成本。

股东资本

我们被授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9月30日的九个月中，我们在与Ranger合并结束时发行了3.114亿股普通股，此外还发行了590万股普通股，用于结算与合并相关的未偿还奖励。截至2023年9月30日，我们已发行和流通的普通股为8.454亿股，没有发行和流通的优先股。

在2023年第三季度，我们在NCIB下以8,930万美元的价格回购了1,680万股普通股，平均价格为每股5.30美元。截至2023年11月1日，我们已经以6,050万美元的价格回购了1,040万股普通股。

合同义务

我们有许多财务义务是在正常业务过程中产生的。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9月30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）			Q3			Q2			Q1			Q4			Q3			Q2			Q1			Q4
石油和天然气销售			1,163,010			598,760			555,336			648,986			712,065			854,169			673,825			552,403
净收益（亏损）			127,430			213,603			51,441			352,807			264,968			180,972			56,858			563,239
每股普通股 — 基本			0.15			0.37			0.09			0.65			0.48			0.32			0.10			1.00
每股普通股——摊薄			0.15			0.36			0.09			0.64			0.47			0.32			0.10			0.98
调整后的资金流 (1)			581,623			273,590			236,989			255,552			284,288			345,704			279,607			214,766
每股普通股 — 基本			0.68			0.47			0.43			0.47			0.51			0.61			0.49			0.38
每股普通股——摊薄			0.68			0.47			0.43			0.46			0.51			0.60			0.49			0.37
自由现金流 (2)			158,440			96,313			(1,918)			143,324			111,568			245,316			121,318			137,133
每股普通股 — 基本			0.19			0.17			—			0.26			0.20			0.43			0.21			0.24
每股普通股——摊薄			0.18			0.16			—			0.26			0.20			0.43			0.21			0.24
来自经营活动的现金流			444,033			192,308			184,938			303,441			310,423			360,034			198,974			240,567
每股普通股 — 基本			0.52			0.33			0.34			0.56			0.56			0.63			0.35			0.43
每股普通股——摊薄			0.52			0.33			0.34			0.55			0.56			0.63			0.35			0.42
已申报分红			19,138			—			—			—			—			—			—			—
每股普通股 — 基本			0.02			—			—			—			—			—			—			—
每股普通股——摊薄			0.02			—			—			—			—			—			—			—
探索和开发			409,191			170,704			233,626			103,634			167,453			96,633			153,822			73,995
加拿大			107,053			96,403			184,606			85,641			117,150			51,881			126,130			59,821
美国			302,138			74,301			49,020			17,993			50,303			44,752			27,692			14,174
财产收购			4,277			(62)			506			1,085			—			208			59			1,443
处置收益			(226)			(50)			(235)			(148)			(25,460)			(14)			(27)			(6,857)
净负债 (1)			2,824,348			2,814,844			995,170			987,446			1,113,559			1,123,297			1,275,680			1,409,717
总资产 (3)			8,946,181			8,617,444			5,180,059			5,103,769			4,923,617			4,870,432			4,917,811			4,834,643
已发行普通股			845,360			862,192			545,553			544,930			547,615			560,139			569,214			564,213
每日产量
总产量（boe/d）			150,600			89,761			86,760			86,864			83,194			83,090			80,867			80,789
加拿大（boe/d）			63,289			55,874			60,651			56,946			55,803			54,919			53,385			50,362
美国（boe/d）			87,311			33,887			26,109			29,918			27,391			28,170			27,482			30,428
基准价格
WTI 石油（美元/桶）			82.26			73.78			76.13			82.64			91.56			108.41			94.29			77.19
WCS 重油（美元/桶）			93.02			78.85			69.44			77.37			93.62			122.05			100.99			78.82
埃德蒙顿每桶石油（美元/桶）			107.93			95.13			99.04			109.57			116.79			137.79			115.66			93.29
加元/美元平均汇率			1.3410			1.3431			1.3520			1.3577			1.3059			1.2766			1.2661			1.2600
AECO 天然气 ($/mcf)			2.39			2.35			4.34			5.58			5.81			6.27			4.59			4.94
纽约商品交易所天然气（美元/百万英热单位）			2.55			2.10			3.42			6.26			8.20			7.17			4.95			5.83
扣除混合和其他费用后的总销售额（美元/英国央行）(2)			80.34			66.82			63.48			74.93			87.68			105.44			86.89			70.42
特许权使用费（美元/英国央行）(4)			(17.33)			(13.21)			(11.94)			(15.23)			(19.21)			(22.69)			(16.86)			(13.47)
运营费用（美元/boe）(4)			(12.57)			(14.62)			(14.40)			(13.06)			(14.39)			(14.21)			(13.85)			(12.83)
交通费用（美元/英国央行）(4)			(2.02)			(1.78)			(2.18)			(1.85)			(1.67)			(1.56)			(1.27)			(1.10)
运营净回报（美元/boe）(2)			48.42			37.21			34.96			44.79			52.41			66.98			54.91			43.02
金融衍生品（亏损）收益（美元/英国央行）(4)			0.15			2.00			0.69			(6.21)			(9.98)			(16.41)			(11.59)			(9.49)
扣除金融衍生品后的运营净回报（美元/英国央行）(2)			48.57			39.21			35.65			38.58			42.43			50.57			43.32			33.53

（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) 对先前披露的金额进行了修订，以符合本期的列报方式。

(4) 计算方法为适用时期的特许权使用费支出、运营费用、运输费用或金融衍生品损益除以桶装石油当量产量。

我们在前八个季度的业绩反映了随着石油和天然气价格的上涨，我们的资本计划得到了严格执行。2023年第三季度的产量为150,600英国央行/日，从2021年第四季度的80,789美元/日稳步增长，这反映了随着大宗商品价格的改善以及2023年6月20日完成的与Ranger合并的产量贡献，油井表现强劲，开发活动的增加。

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，并将我们2022年第二季度的已实现销售价格提高至105.44美元/英国央行。我们2023年第三季度的已实现价格为80.34美元/英国央行，这反映了近期由于需求稳定和库存减少而导致的原油价格上涨，以及合并中收购的房产的产量贡献，这些房产的定价基于美国墨西哥湾沿岸的基准。

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，而基准大宗商品价格是我们实现销售价格的基础。2023年第三季度调整后的资金流（1）为5.816亿美元，这反映了除合并外，我们在美国和加拿大的开发计划中实现了强劲的价格变现和生产业绩。

净负债可能每季度波动，具体取决于勘探和开发支出、收购和处置的时机、我们的自由现金流的变化以及用于折算以美元计价的债务的收盘加元/美元汇率。净负债 (1) 从2021年第四季度的14亿美元增加到2023年第三季度的28亿美元，这主要是合并的结果，合并于2023年第二季度完成，股东回报为2.672亿美元。净负债的变化还反映了过去八个季度产生的10亿美元自由现金流（2）。

（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

2023年6月，国际可持续发展准则委员会（“ISSB”）发布了IFRS S1可持续发展相关财务信息披露通用要求和IFRS S2气候相关披露，这些要求在2024年1月1日或之后开始的年度报告期内生效。这些准则在IFRS S1中规定了过渡救济，允许报告实体在根据可持续发展准则报告的第一年仅报告与气候相关的风险和机会。

加拿大证券管理局（“CSA”）负责确定加拿大上市公司的报告要求，并负责与采用可持续性披露标准相关的决定，包括有效的年度报告日期。CSA 于 2021 年 10 月发布了拟议的《国家仪器 NI-51-107 — 气候相关事项披露》。加拿大证券管理局打算在其关于制定加拿大报告发行人的气候相关披露要求的决定中，除了考虑美国报告要求的发展外，还要考虑ISSB的标准。CSA将邀请加拿大可持续发展标准委员会（“CSSB”）共同审查加拿大采用ISSB标准的适用性。在 CSA 和 CSSB 发布关于加拿大报告要求的决定之前，不要求加拿大的上市公司采用 ISSB 的标准。尽管我们正在积极审查ISSB的标准，但我们尚未确定其对未来财务报表的影响，也没有量化遵守这些标准的成本。

资产负债表外交易

截至2023年9月30日，我们没有任何不包括在合并财务报表中的财务安排，截至本MD&A发布之日，也没有任何未完成的此类安排。

关键会计估计

在截至2023年9月30日的九个月中，除了与Ranger的业务合并相关的关键会计估计外，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和MD&A附注。

特定的财务措施

在本MD&A中，我们指的是某些特定的财务指标（例如自由现金流、运营净回值、总销售额、扣除混合和其他费用、重油销售、扣除混合和其他费用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对类似指标的计算相提并论。本 MD&A 还包含 “调整后的资金流” 和 “净负债” 这两个术语，它们是资本管理指标。我们认为，在评估Baytex的财务业绩时，纳入这些特定的财务指标可以为财务报表用户提供有用的信息。

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9月30日的三个月和九个月合并财务报表中的附注13——石油和天然气销售。

(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一部分。有关更多信息，请参阅截至2023年9月30日的三个月和九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。自由现金流由运营活动产生的现金流组成，这些现金流根据非现金营运资金的变化、勘探和评估资产的增加、石油和天然气资产的增加、租赁债务的支付、交易成本和衍生品的现金溢价进行了调整。

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

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未摊销债务发行成本、贸易和其他应付账款、应付股息、现金以及贸易应收账款和预付金调整后的信贷额度和未偿长期票据的总和。我们还使用净负债预测来估算未来的流动性，以及是否需要额外的资金来源来为正在进行的业务提供资金。

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9月30日的三个月和九个月合并财务报表附注7——信贷额度和附注8——长期票据。这些金额代表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运营业绩以及我们为勘探和开发支出筹集资金以及清偿放弃债务的能力。调整后的资金流包括根据非现金营运资金变化调整的经营活动的现金流、在适用时期内结算的资产报废债务、交易成本和衍生品的现金溢价。

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

我们必须遵守第52-109号多边文书 “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财务报告内部控制产生重大影响的任何弱点或变化。我们确认，在截至2023年9月30日的三个月中，除下述事项外，在财务报告的内部控制中没有发现任何此类弱点或对财务报告的内部控制进行了任何更改。

2023年6月20日，Baytex完成了对Ranger的收购，Ranger是一家在纳斯达克交易所上市的上市石油和天然气公司。自2023年6月20日以来，Ranger的业务已包含在Baytex的合并财务报表中。但是，Baytex没有足够的时间来适当评估Ranger以前使用的披露控制和程序以及财务报告的内部控制，并将其与Baytex的披露控制和程序以及内部控制措施整合在一起。因此，认证人员限制了其披露控制和程序以及财务报告的内部控制的设计范围，将Ranger的控制措施、政策和程序排除在外（加拿大和美国适用的证券法允许）。Baytex已制定一项计划，将在2024年6月20日之前完成对所收购业务的控制、政策和程序的评估。

在截至2023年9月30日的三个月中，Ranger先前持有的资产贡献了4.527亿美元的收入（占总收入的39％），税前净收入为1.061亿美元（占税前净收入总额的60％）。截至2023年9月30日，与被收购实体相关的流动资产为2.295亿美元，非流动资产为34亿美元，流动负债为3.566亿美元，非流动负债为8,390万美元。

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，本文件包含的前瞻性陈述，涉及但不限于：我们计划将自由现金流分配给债务偿还、分红和股票回购；我们在勘探和开发支出、平均日产量、特许权使用费率和运营、运输、一般和行政及利息支出、租赁支出和资产报废义务方面的2023年指导方针；我们预计以现金结算股票奖励的方式我们为计划的资本支出提供资金，监控和管理我们的资本资源和流动性；我们可能会发行债务或股权证券、出售资产或调整资本支出。

这些前瞻性陈述基于某些关键假设，除其他外：石油和天然气价格以及轻油、中油和重油价格之间的差异；油井产量和储量；我们通过勘探和开发活动增加产量和储量的能力；野火对我们产量的未来影响；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；我们在信贷协议下的借贷能力；及时收到我们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，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延续；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、法律和法规继续生效（或，更改在哪里已提出，这些修改如预期的那样获得通过）。提醒读者，尽管Baytex在准备时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，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表年度报告和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因素和其他风险因素。

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。

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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、记录日期和与之相关的支付日期）都将由Baytex董事会自行决定，并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偿付能力测试的满意度根据适用的公司法对Baytex施加的。此外，任何股息的实际金额、申报日期、记录日期和支付日期均由Baytex董事会自行决定。