附录 99.5

BAYTEX 公布 2023 年第三季度业绩

艾伯塔省卡尔加里（2023年11月2日）——Baytex Energy Corp.（“Baytex”）（多伦多证券交易所股票代码：BTE）公布了截至2023年9月30日的三个月和九个月的经营和财务业绩（除非另有说明，否则所有金额均以加元为单位）。

“我们的第三季度业绩代表了收购Ranger后合并业务的第一个完整季度，也表明了我们多元化的北美石油加权投资组合的实力。整合进展非常顺利，我们在加拿大西部和德克萨斯州的Eagle Ford取得了强劲的成绩。我们正在增强势头，目前的产量超过15.5万桶桶油/日（84% 的石油和液化天然气）。目前，我们预计2023年第四季度将产生约4亿美元的自由现金流，今年将产生6.5亿美元的自由现金流。由于这种强劲的自由现金流，我们在第四季度加快了股票回购计划的步伐。我们还很高兴地宣布在Peavine和Cold Lake进行两次新的土地扩建，因为我们将继续利用我们的重油专业知识和最近的勘探成功。” 总裁兼首席执行官埃里克·格里格评论道。

亮点

•2023年第三季度产量为150,600桶桶/日（85% 的石油和液化天然气）。

•2023年第三季度报告的经营活动现金流为4.44亿美元（每股基本股0.52美元）。

•2023年第三季度调整后的资金流（1）为5.82亿美元（每股基本股0.68美元）。

•2023年第三季度创造了1.58亿美元（每股基本股0.19美元）的自由现金流（2）。

•2023年第三季度的勘探和开发支出总额为4.09亿美元，与我们的全年计划一致。

•在2023年第三季度回购了1,680万股普通股，占我们已发行股票的2.0％，平均价格为每股5.29美元。

•于2023年10月2日支付了每股0.0225美元（按年计算每股0.09美元）的季度现金分红。

•2023年第三季度，使13口正在运营的Eagle Ford油井上线，其中来自三个油田的7口油井在30天内的平均初始产量约为每口井2,000桶油/日（65% 的石油和液化天然气）。

•在Peavine执行了两台钻机钻探计划，使14口克利尔沃特油井上线。Peavine在2023年第三季度的平均产量为13,821桶/日，较2022年第三季度增长69％。9月份的平均产量为16,400桶/日。

•在我们的 Pembina Duvernay 继续实施商业化项目，六口井项目取得了强劲的成果。

•通过两次土地扩建扩大了我们的重油开发路线，包括与位于我们现有的80块土地位置附近的Peavine Metis定居点签订的10部分协议，以及在艾伯塔省东北部冷湖附近曼维尔有望开发的17.75块土地上进行农场开发。

季度分红

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美元的季度现金分红。

(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。

2023 年展望

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。根据2023年剩余时间的展望 (1)，我们预计2023年第四季度将产生约4亿美元（每股基本股0.48美元）的自由现金流（2），2023年全年将产生6.5亿美元（每股基本股0.92美元）的自由现金流。

下表总结了我们的 2023 年生产、勘探和开发支出指导方针。

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。

单位运营费用指导升至我们之前区间的最高水平，以反映Eagle Ford的增量基础优化和修理活动。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。

我们的2024年资本预算预计将在董事会批准后于12月初发布。

股东回报

在完成Ranger Oil Corporation（“Ranger”）交易的同时，我们将直接股东回报率提高到自由现金流的50％（2），这使我们能够提高股票回购计划的价值并引入股息。我们的剩余自由现金流将继续分配给资产负债表。

我们的正常发行人出价允许在截至2024年6月28日的12个月内购买最多6,840万股普通股。在第三季度，我们以8,900万美元的价格回购了1,680万股普通股，占已发行股票的2.0％，平均价格为每股5.29美元。截至2023年10月31日，我们以1.55亿美元的价格回购了2810万股普通股，占已发行股票的3.3％，平均价格为每股5.51美元。此外，我们在2023年10月2日支付了每股0.0225美元（按年计算每股0.09美元）的初始季度现金分红。

截至2023年9月30日，我们的总负债（7）为27亿美元，相当于债务总额与息税折旧摊销前利润（7）的比率（2023年第三季度按年率计算）为1.1倍。由于美元兑加元走强对以美元计价的债务以及营运资金调整的影响，我们在季度末的总债务与2023年第二季度相比有所增加。根据当前的大宗商品价格和对第四季度的自由现金流的预测，我们预计退出2023年，债务总额约为25亿美元。

(1) 2023年第四季度大宗商品价格：WTI——84美元/桶，WCS与WTI的差价——每桶21美元，纽约商品交易所天然气——3.00美元/百万英热单位；汇率（加元/美元）——1.38。

(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) 2023年第三季度的实际产量包括每天75,763桶/日的轻质原油和中质原油（包括凝析油）、35,204桶/日的重质原油、18,004桶/日的液化天然气和129,780立方英尺/日的常规天然气。

(5) 正如2023年7月27日宣布的那样。包括自交易截止之日（2023年6月20日）起的Ranger。

(6) 计算方法为适用期间的运营、运输、一般和管理费用或现金利息支出除以桶油当量产量。

(7) 根据修订后的信贷额度协议计算，该协议可在SEDAR+上查阅，网址为www.sedarplus.com。

			三个月已结束									九个月已结束
			2023年9月30日			2023年6月30日			2022年9月30日			2023年9月30日			2022年9月30日
财务的 （千加元，普通股每股金额除外）
石油和天然气销售			$	1,163,010		$	598,760		$	712,065		$	2,317,106		$	2,240,059
调整后的资金流 (1)			581,623			273,590			284,288			1,092,202			909,599
每股 — 基本			0.68			0.47			0.51			1.65			1.62
每股——摊薄			0.68			0.47			0.51			1.64			1.60
自由现金流 (2)			158,440			96,313			111,568			252,835			478,202
每股 — 基本			0.19			0.17			0.20			0.38			0.85
每股——摊薄			0.18			0.16			0.20			0.38			0.84
来自经营活动的现金流			444,033			192,308			310,423			821,279			869,431
每股 — 基本			0.52			0.33			0.56			1.24			1.55
每股——摊薄			0.52			0.33			0.56			1.23			1.53
净收入			127,430			213,603			264,968			392,474			502,798
每股 — 基本			0.15			0.37			0.48			0.59			0.89
每股——摊薄			0.15			0.36			0.47			0.59			0.89
已申报分红			19,138			—			—			19,138			—
每股			0.0225			—			—			0.0225			—
资本支出
勘探和开发支出			$	409,191		$	170,704		$	167,453		$	813,521		$	417,908
收购和资产剥离			4,051			(112)			(25,460)			4,210			(25,234)
石油和天然气净资本支出			$	413,242		$	170,592		$	141,993		$	817,731		$	392,674
净负债
信贷设施			$	1,046,756		$	986,903		$	450,051		$	1,046,756		$	450,051
长期票据			1,637,640			1,601,468			648,207			1,637,640			648,207
债务总额 (3)			2,684,396			2,588,371			1,098,258			2,684,396			1,098,258
营运资金			139,952			226,473			15,301			139,952			15,301
净负债 (1)			$	2,824,348		$	2,814,844		$	1,113,559		$	2,824,348		$	1,113,559
已发行股票——基本（千股）
加权平均值			855,300			583,365			553,409			662,379			561,931
期末			845,360			862,192			547,615			845,360			547,615
基准价格
原油
WTI（美元/桶）			$	82.26		$	73.78		$	91.56		$	77.39		$	98.09
MEH 石油（美元/桶）			84.10			75.01			96.15			78.84			101.76
MEH 石油与西德克萨斯中质原油的差异（美元/桶）			1.84			1.23			4.59			1.45			3.67
埃德蒙顿票价（$/bbl）			107.93			95.13			116.79			100.70			123.41
埃德蒙顿与WTI的面值差异（美元/桶）			(1.78)			(2.95)			(2.13)			(2.54)			(1.89)
WCS 重油（美元/桶）			93.02			78.85			93.62			80.47			105.65
WCS 与 WTI 的差异（美元/桶）			(12.89)			(15.07)			(19.87)			(17.57)			(15.74)
天然气
纽约商品交易所（美元/百万英热单位）			$	2.55		$	2.10		$	8.20		$	2.69		$	6.77
AECO ($/mcf)			2.39			2.35			5.81			3.03			5.56
加元/美元平均汇率			1.3410			1.3431			1.3059			1.3453			1.2829

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) 根据修订后的信贷额度协议计算，该协议可在SEDAR+上查阅，网址为www.sedarplus.com。

(4) 桶石油当量（“BOE”）的金额是使用六千立方英尺天然气转换为一桶石油的换算率计算得出的。英国央行金额的使用可能会产生误导，尤其是单独使用时。英国央行将六千立方英尺的天然气转换为一桶石油的转换比率基于一种主要适用于燃烧器尖端的能量等效转换方法，并不代表井口的价值等价物。

(5) 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补偿。有关这些金额的更多信息，请参阅 2023 年第 3 季度 MD&A。

(6) 按适用期内的特许权使用费、运营、运输、一般和行政、现金融资和利息支出或已实现的金融衍生品亏损除以石油当量产量计算。

2023 年第三季度业绩

我们的第三季度业绩代表了收购Ranger之后的第一个完整季度的运营，也表明了我们多元化的北美石油加权投资组合的实力。我们将继续整合Ranger的资产，并在加拿大西部和Eagle Ford执行我们的开发计划，并取得了强劲的业绩。

第三季度的平均产量为150,600桶油/日（85％的石油和液化天然气）。2023年第三季度，我们的调整后资金流（1）为5.82亿美元（每股基本股0.68美元），经营活动产生的现金流为4.44亿美元（每股基本股0.52美元），净收入为1.27亿美元（每股基本股0.15美元）。2023年第三季度的勘探和开发支出总额为4.09亿美元，我们开采了105口井（净值87.8口）。在第三季度，我们创造了1.58亿美元（每股基本股0.19美元）的自由现金流（2）。

经营业绩

轻油-美国

我们在美国的轻质石油资产位于德克萨斯州墨西哥湾沿岸盆地的液体丰富的伊格尔·福特地层。对Ranger的收购极大地扩大了我们在Eagle Ford的业务规模，随着我们在卡恩斯海槽的非运营头寸，原油窗口净增了16.2万英亩的运营面积。该交易增加了我们对美国墨西哥湾沿岸高价定价的敞口，其中包括运营和运输成本较低的大型基础设施。

在2023年第三季度，鹰福特的平均产量为87,311桶油/日（85％的石油和液化天然气）。在第三季度，我们开采了36口井（净产量为21.3口），其中包括13口已运营的油井（净产量为12.9口）。第三季度计划反映了Lower Eagle Ford在黑油和冷凝水热成熟度窗口的强劲业绩。运营的13口油井的平均30天初始产量为每井1,495桶油当量/日（78% 的石油和液化天然气）（介于769桶油/日到2355桶油桶/日之间）。来自三个油田（Bloodstone、Bubinga和Hickory）的七口油井的平均30天初始产量为每口井2,000桶油/日（65％的石油和液化天然气）。

考虑到开采油井的时机，伊格尔福特的产量在9月份增加到92,000英镑/日以上。除了取得强劲业绩外，我们还将重点放在基础优化和持续强劲的钻探和完井表现上。

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，以及位于艾伯塔省中部彭比纳地区的杜弗奈地层。Viking是一个浅层且高度可重复的轻质石油资源地块，拥有北美运营净值最高的地区之一。我们的 Pembina Duvernay 轻质石油资产正处于商业化示范阶段，运营净值高，经济性强劲，具有显著的有机增长潜力。

2023年第三季度，我们在加拿大的轻油平均产量为21,088桶油/日（87% 的石油和液化天然气）。在维京号中，我们在2023年第三季度开采了38口井（净井35.5口）。在彭比纳杜弗尼，商业化仍在继续，我们的六井项目（二三井垫）取得了强劲的业绩，9月份产量增加到7,500桶/日以上（高于2023年上半年的2,000桶/日）。这六口油井在9月份的平均产量约为950桶/日（89％的石油和液化天然气）（从790桶油桶/日到1,080桶/日不等），并继续追踪类型曲线预期。随着我们继续推进轻质石油资源开发，2023年的计划增进了我们对储层的理解。

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。

我们的重油资产在2023年第三季度的总产量为37,507英镑/日（94％的石油和液化天然气）。由于春季解体，第二季度相对平静，我们的重油开发计划在第三季度有所加强，有25口净重油井在线，14口在皮文，8口在劳埃德明斯特，3口在皮斯河。在Peavine，14口油井的平均30天初始产量为每口井725桶/日（从330桶/日到1,073桶/日不等）。Peavine在2023年第三季度的平均产量为13,821桶/日，较2022年第三季度增长69％，9月份为16,400桶/日。

（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。

我们正在跟踪我们最近在艾伯塔省莫林维尔和艾伯塔省冷湖成功进行重油勘探。在莫林维尔，我们汇总了大约 30 块潜在土地，我们在第三季度钻探了两口相当于克利尔沃特的测试井，这些油井于 2023 年第四季度投入生产。在冷湖，我们拥有20块瓦塞卡地层的潜在土地，我们预计将在2023年第四季度钻探3口后续油井，包括下瓦塞卡试验。

基于我们的重油专业知识，我们通过两次土地扩建扩大了我们的重油开发路线，包括与毗邻我们现有的80块土地位置的Peavine Metis定居点签订的10部分协议，以及在艾伯塔省东北部冷湖附近曼维尔开发的17.75块土地上进行农场分割。

财务流动性

我们的资本充足，信贷额度有大量流动性。我们有11亿美元的循环信贷额度，到期日为2026年4月1日。在第三季度，我们偿还了1.5亿美元的定期贷款。

截至2023年9月30日，我们的总债务（1）（包括我们的两个系列长期票据）为27亿美元，我们保持强劲的流动性，循环信贷额度的未动用能力约为30％。由于美元兑加元走强对以美元计价的债务以及营运资金调整的影响，我们在季度末的总债务与2023年第二季度相比有所增加。

风险管理

我们采用严格的商品套期保值计划来帮助缓解大宗商品价格变化导致的收入波动。

对于2023年第四季度，我们对大约40％的原油净敞口进行了套期保值，其底价为60美元/桶，上限价格为100美元/桶，5,000桶/日的买入看跌期权为60美元/桶。

在2024年上半年，我们使用双向货币对大约40％的原油净敞口进行了套期保值，底价为60美元/桶，上限价格为100美元/桶。在2024年下半年，我们使用双向货币对大约25％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98美元/桶。

我们的金融衍生品合约的完整清单可在我们2023年第三季度财务报表附注17中找到。

附加信息

我们截至2023年9月30日的三个月和九个月的简明合并中期未经审计财务报表以及相关的管理层对经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.sedarplus.com和EDGAR的www.sec.gov/edgar.shtml公布。

(1) 根据修订后的信贷额度协议计算，该协议可在SEDAR+上查阅，网址为www.sedarplus.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，本新闻稿包含与但不限于以下内容相关的前瞻性陈述：我们预计在2023年第四季度将产生超过4亿美元的自由现金流，2023年全年将产生约6.5亿美元的自由现金流；我们对2023年勘探和开发支出、生产（包括按产品类型划分的生产组合）、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；我们对2023年勘探和开发支出、生产（包括按产品类型划分的生产组合）、特许权使用费率、运营、运输、一般和行政支出以及利息支出和租赁支出以及资产报废义务的指导 2023 年；我们的计划跟踪将在艾伯塔省冷湖和艾伯塔省莫林维尔钻探的后续油井；以及我们的套期保值计划。

这些前瞻性陈述基于某些关键假设，这些假设包括：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；按照目前的发展速度，我们的核心资产拥有超过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；及时收到监管和我们经营活动所需的其他批准；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，以及在某些情况下拟议的税收和特许权使用费制度的延续；我们的套期保值计划；我们以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（或者，如果提出变更，则采用此类变更如预期的那样）。提醒读者，尽管当时Baytex认为这样的假设是合理的

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，所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：与Baytex的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）；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；所得税的变化或其他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；与运营我们的伊格尔福特房产的第三方相关的风险；与大型项目相关的风险；开发和运营我们物业的成本，包括运输成本；公众认知及其对监管制度的影响；当前或未来的控制、立法或法规；关于水力压裂的新法规；对用水或其他方面的限制或准入液体；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动；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；与我们的热重油项目相关的额外风险；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约；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；与扩展新活动相关的风险；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，很多这是我们无法控制的。

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。

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

总销售额，扣除混合和其他费用

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、现金以及贸易应收账款和预付金调整后的未摊销债务发行成本调整后的信贷额度和未偿长期票据的总和。我们认为，该指标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未偿票据的本金，因为这些金额代表我们到期时的最终还款义务。与信贷额度和长期票据相关的债务发行成本的账面金额不包括在内，因为这些款项在合同开始时Baytex已经支付，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。

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、轻质和中油、致密油、冷凝水和液化天然气（“NGL”）产品类型。下表显示了截至2023年9月30日的三个月和九个月中Baytex的分类产量。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” ——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