附录 99.2

BAYTEX 能源公司

管理层的讨论与分析

在截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 3 月 31 日的三个月

日期为 2024 年 5 月 9 日

以下是管理层对Baytex Energy Corp. 截至2024年3月31日的三个月的经营和财务业绩的讨论和分析（“MD&A”）。此信息自2024年5月9日起提供。在本MD&A中，提及的 “Baytex”、“公司”、“我们” 和 “我们的” 及类似术语是指合并后的Baytex Energy Corp. 及其子公司，除非上下文另有要求。已将截至2024年3月31日的三个月（“2024年第一季度”）的业绩与截至2023年3月31日的三个月（“2023年第一季度”）的业绩进行了比较。本MD&A应与公司截至2024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2023年12月31日和2022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2023年12月31日止年度的年度信息表（“AIF”）一起阅读。这些文件和有关Baytex的其他信息可在SEDAR+网站www.sedarplus.ca上查阅，也可以通过美国证券交易委员会访问www.sec.gov。除非另有说明，否则所有金额均以加元计算，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。

在这份MD&A中，桶油当量（“boe”）量是使用六千立方英尺的天然气转化为一桶石油的转化率计算的，这代表了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当量。虽然它对比较衡量很有用，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，以及根据国际会计准则委员会规定的国际财务报告准则（“IFRS”）不具有任何标准化含义的某些衡量标准。“运营净回值”、“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” 以及 “扣除混合和其他费用后的总销售额” 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 “调整后的资金流” 和 “净负债” 这两个术语，它们是资本管理措施。请参阅我们的前瞻性信息和陈述咨询以及管理与评估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石油和天然气公司，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。美国运营部门包括我们在德克萨斯州的Eagle Ford运营和非运营资产。

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，并为在加拿大西部沉积盆地和伊格尔福特有效分配资本提供了一个运营平台。Ranger资产的产量约有80％集中在高净回报的轻油和液体上，其主要运营方式增强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，并承担了Ranger的11亿美元净负债（1）。该交易的现金部分由扩大的11亿美元信贷额度、1.5亿美元的两年期定期贷款额度（已于2023年8月全额偿还并取消）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。

第一季度亮点

Baytex在2024年第一季度实现了强劲的运营和财务业绩。我们在勘探和开发支出上投资了4.126亿美元，2024年第一季度的产量为150,620桶桶/日，这反映了我们在美国和加拿大的开发项目业绩符合预期。2024年第一季度，全球原油市场保持相对平衡，基准价格稳定，调整后的资金流（1）为4.238亿美元。

2024年第一季度的勘探和开发支出总额为4.126亿美元，符合预期。在美国，由于与Ranger的合并，我们在2024年第一季度投资了2.544亿美元，平均产量为88,540桶桶/日，高于2023年第一季度的26,109桶桶/日。我们在2024年第一季度在加拿大投资了1.581亿美元，2024年第一季度的产量为62,081桶当量/日，而2023年第一季度为60,651桶桶桶/日，这反映了我们轻质和重油业务的强劲油井表现。

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

由于全球供应温和增长，欧佩克持续减产，需求稳定，原油市场更加平衡，2024年第一季度的油价与2023年第一季度持平。2024年第一季度的WTI基准价格为76.96美元/桶，与2023年第一季度一致，当时WTI的平均价格为76.13美元/桶。2024年第一季度调整后的资金流（1）为4.238亿美元，来自经营活动的现金流为3.838亿美元，反映了与2023年第一季度相比产量的增加，当时我们产生的调整后资金流为2.37亿美元，经营活动产生的现金流为1.849亿美元。

截至2024年3月31日，净负债（1）为26亿美元，略高于2023年12月31日的25亿美元，这主要是由于2024年3月31日加元疲软对我们的美元计价债务的影响，也反映了2024年第一季度完成的1,850万美元股息和3,470万美元的土地收购。我们预计，随着我们继续将自由现金流的50％分配给资产负债表，净负债将在2024年剩余时间内下降。

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

2024 年指南

下表将我们的2024年年度指引与2024年第一季度的业绩进行了比较。我们的2024年年度预期保持不变，产量指导范围为15万至15.6万桶桶/日，勘探和开发支出为12亿至13亿美元。

(1) 正如2023年12月6日宣布的那样。

(2) 不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义且可能与其他实体提出的类似衡量标准的计算无法比较的特定财务指标。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务措施” 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。

（4）每个英国央行的当期所得税支出是按当期所得税支出除以适用期间的桶石油当量产量计算得出的。

操作结果

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。美国运营部门包括我们在德克萨斯州的运营和非运营的Eagle Ford资产。

制作

2024年第一季度的产量为150,620桶桶桶/日，而2023年第一季度的产量为86,760桶桶油/日。与2023年第一季度相比，2024年第一季度的总产量有所增加，这主要是由于从Ranger手中收购的鹰福特物业的产量以及我们在加拿大的成功开发计划。

在加拿大，2024年第一季度的产量为62,081桶当量/日，而2023年第一季度的产量为60,651桶当量/日。我们成功的开发计划和强劲的油井表现使2024年第一季度的产量与2023年第一季度相比增加了1,430桶桶/日。我们在克利尔沃特开发的强劲产量使Peavine在2024年第一季度的产量为17,599桶当量/日，而2023年第一季度的产量为11,760桶桶/日。2023年12月处置的非核心轻油维京资产部分抵消了Peavine产量的增加，该资产在2023年第一季度的产量约为4,800桶桶/日。

在美国，2024年第一季度的产量为88,540桶油当量/日，而2023年第一季度的产量为26,109桶桶油当量/日。与2023年第一季度相比，合并后的产量是导致2024年第一季度产量增加62,431桶当日的主要因素。收购的Eagle Ford资产的产量主要用于运营，并以轻油为主，这导致我们在2024年第一季度轻油占总产量的比例更高。

2024年第一季度总产量为150,620桶桶/日，符合预期，处于我们年度预期的15万至15.6万桶桶桶/日的较低水平，这反映了2024年剩余时间的产量增长。

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

由于全球原油供需保持相对平衡，全球原油基准定价在2024年第一季度至2023年第一季度之间保持一致。WTI基准价格在2024年第一季度平均为76.96美元/桶，而2023年第一季度为76.13美元/桶。

我们将美国原油生产的价格与德克萨斯州休斯敦的麦哲伦东休斯顿（“MEH”）油流进行了比较，后者是美国墨西哥湾沿岸轻油定价的代表性基准。由于可以进入全球市场，MEH基准的交易价格通常高于WTI。2024年第一季度，MEH基准指数平均为78.95美元/桶，与WTI相比，溢价为1.99美元/桶，而2023年第一季度为77.42美元/桶，溢价为1.29美元/桶。与2023年第一季度相比，2024年第一季度的MEH基准交易价格高于WTI，这主要是由于美国墨西哥湾沿岸的需求增加。

由于加拿大西部缺乏向多元化市场的出口，加拿大的石油交易价格低于WTI。加拿大油价相对于WTI的差异会根据加拿大西部的产量和库存水平而逐期波动。

我们将我们在加拿大的轻油生产价格与埃德蒙顿的基准油价进行了比较。埃德蒙顿的面值在2024年第一季度平均为92.16美元/桶，而2023年第一季度为99.04美元/桶。由于加拿大西部沉积盆地的产量增加，埃德蒙顿2024年第一季度的面值与西德克萨斯中质原油相比折价为8.63美元/桶，而2023年第一季度的折价为2.88美元/桶。

我们将我们在加拿大的重油生产价格与WCS重油基准价格进行了比较。2024年第一季度的WCS基准平均为77.73美元/桶，而2023年同期为69.44美元/桶。受炼油厂周转和加拿大重油需求减少的影响，WCS的重油差额在2024年第一季度为19.33美元/桶，而2023年第一季度为24.77美元/桶。

天然气

与2023年第一季度相比，温和的冬季天气导致对北美天然气的需求疲软，并导致库存水平升高以及2024年第一季度的价格下降。

我们在美国的天然气产量是参考纽约商品交易所（“NYMEX”）天然气指数定价的。纽约商品交易所天然气基准指数2024年第一季度平均为2.24美元/百万英热单位，而2023年第一季度为3.42美元/百万英热单位，这反映了2024年第一季度冬季需求疲软和库存增加。

在加拿大，由于加拿大天然气生产的市场准入有限，我们根据AECO基准获得天然气定价，该基准的交易价格低于纽约商品交易所。由于冬季天气温和以及美国和加拿大的产量增加，AECO基准指数在2024年第一季度平均为2.05美元/立方英尺，低于2023年第一季度的4.34美元/立方英尺。

下表比较了截至2024年3月31日和2023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是指纽约商品交易所即时月WTI在适用时期内的算术平均值。

(2) MEH是指适用时段内阿格斯WTI休斯敦微分加权指数价格的算术平均值。

（3）埃德蒙顿面值是指基准城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算术平均提前一个月的指数价格。

（6）纽约商品交易所指的是CGPR公布的纽约商品交易所最后一天的平均指数价格。

(1) 计算方法为适用时期内轻油和凝析油、液化天然气或天然气的销售量除以桶油当量的产量。

(2) 不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义且可能与其他实体提出的类似衡量标准的计算无法比较的特定财务指标。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务措施” 部分。

已实现的平均销售价格

2024年第一季度，扣除混合费用和其他费用（1），我们的总销售额为67.12美元/桶方，而2023年第一季度为63.48美元/桶油当量。在加拿大，我们在2024年第一季度实现的价格为62.33美元/桶油当量，比2023年第一季度的59.71美元/桶油高出2.62美元/桶油。我们在美国的已实现价格在2024年第一季度为70.48美元/桶油，比2023年第一季度的72.22美元/桶油低1.74美元/桶油。与2023年第一季度相比，我们在加拿大的已实现价格上涨的主要原因是与2023年第一季度相比，WCS基准定价上涨和重油产量增加。我们在美国的已实现价格的下降主要是由于我们在2024年第一季度签订了Eagle Ford运营的生产合同。

我们将加拿大的轻油已实现价格与埃德蒙顿市面基准价格进行了比较。2024年第一季度，我们的已实现轻油和凝析油价格（2）为91.05美元/桶，而2023年第一季度为99.23美元/桶。随着基准价格的下跌，我们在2024年第一季度的已实现轻油和凝析油价格有所下降，与2024年第一季度埃德蒙顿每桶1.11美元的面值相比，2023年第一季度的溢价为0.19美元/桶。我们在2024年第一季度实现了对埃德蒙顿面值的折扣，因为我们的轻油产量中有更高比例来自杜弗奈资产，与维京资产相比，这些资产的轻油变现率较低。

我们将美国轻油和凝析油生产的价格与MEH基准进行了比较。2024年第一季度，我们的已实现轻油和凝析油平均价格为101.93美元/桶，而2023年第一季度为每桶103.27美元。以美元计算，我们在2024年第一季度的已实现轻油和凝析油价格为75.57美元/桶，与2024年第一季度相比，2024年第一季度已实现的折价为每桶3.38美元，而2023年第一季度的折扣为1.04美元/桶。2024年第一季度3.38美元/桶的折扣主要是由于我们在2024年第一季度签订了Eagle Ford运营的生产合同。

2024年第一季度，扣除混合和其他费用（1）后，我们的已实现重油价格为65.22美元/桶，而2023年第一季度为51.15美元/桶。这比2023年第一季度高出14.07美元/桶，而同期WCS基准价格每桶上涨8.29美元。我们的已实现价格上涨幅度超过基准价格，这是因为与2023年第一季度相比，根据WCS基准在2024年第一季度购买的冷凝水成本低于混合产品的销售。

我们的已实现液化天然气价格（2）占WTI的百分比会根据我们的NGL数量的产品组合以及标的产品的市场价格的变化而有所不同。我们在2024年第一季度实现的液化天然气价格为26.15美元/桶，占WTI的25％（以加元计算），而2023年第一季度为33.63美元/桶，占WTI原油（以加元计算）的33％。2024年第一季度，我们的已实现液化天然气价格占WTI的百分比有所下降，这主要是由于对液化天然气产品的需求与2023年第一季度相比有所下降。

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。在美国，2024年第一季度我们的已实现天然气价格（2）为1.76美元/立方英尺，而2023年第一季度为2.97美元/立方英尺，这主要是纽约商品交易所基准同期下跌的结果。在加拿大，我们在2024年第一季度的已实现天然气价格为2.42美元/立方英尺，而2023年第一季度为3.53美元/立方英尺。与2023年第一季度相比，我们在2024年第一季度的已实现价格下降幅度小于AECO的基准，因为我们的销售额中有更大比例是基于每日AECO指数，该指数高于2024年第一季度的月度AECO指数。

(1) 不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似指标的计算进行比较的特定财务指标。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务措施” 部分。

(2) 计算方法为适用时期内轻油和凝析油、液化天然气或天然气的销售量除以桶油当量的产量。

石油和天然气销售

(1) 不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似指标的计算进行比较的特定财务指标。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务措施” 部分。

扣除混合和其他费用后，2024年第一季度的总销售额为9.2亿美元，较2023年第一季度公布的4.957亿美元增加了4.243亿美元。总销售额的增长主要是由于与Ranger的合并，以及我们成功的开发计划提高了产量。

在加拿大，扣除混合和其他费用后，2024年第一季度的总销售额为3.521亿美元，较2023年第一季度公布的3.259亿美元增加了2620万美元。增长主要是由于2024年第一季度的已实现定价高于2023年第一季度，这导致扣除混合和其他费用后的总销售额增长了1480万美元。与2023年第一季度相比，2024年第一季度产量的增加使扣除混合和其他费用后的总销售额增长了1140万美元。

在美国，2024年第一季度石油和天然气的总销售额为5.679亿美元，较2023年第一季度公布的1.697亿美元增加了3.982亿美元。由于与Ranger的合并，石油和天然气的总销售额在2024年第一季度与2023年第一季度相比有所增加，增加了4.122亿美元。与2023年第一季度相比，由于已实现定价降低，产量减少了1400万美元，部分抵消了产量增加的影响。

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扣除特定重油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有所不同，包括所生产的商品、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区。下表汇总了我们截至2024年3月31日和2023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，减去混合费用和其他费用。

(2) 不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义且可能与其他实体提出的类似衡量标准的计算无法比较的特定财务指标。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务措施” 部分。

(3) 每桶石油的特许权使用费按适用期限的特许权使用费除以桶油当量产量计算。

扣除混合和其他费用后，2024年第一季度的特许权使用费为2.092亿美元，占总销售额的22.7％，而2023年第一季度的特许权使用费为9,330万美元，占18.8％。与2023年第一季度相比，2024年第一季度的特许权使用费总支出和我们的平均特许权使用费率有所提高，这是由于与Ranger的合并导致扣除混合和其他费用后的总销售额增加，而且我们的产量中来自鹰福特的比例更高，其特许权使用费率高于我们在加拿大的房产。

由于重油产量的增长，我们在加拿大的平均特许权使用费率（1）在2024年第一季度为16.1％，高于2023年第一季度的13.5％。在美国，特许权使用费平均占2024年第一季度总销售额的26.9％，低于2023年第一季度的29.1％，这是由于收购的Ranger资产贡献的产量，这些资产的特许权使用费率低于我们传统的非运营鹰福特物业。

我们2024年第一季度的平均特许权使用费率为22.7％，与2024年23％的年度预期一致。

(1) 不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似指标的计算进行比较的特定财务指标。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务措施” 部分。

运营费用

(1) 每桶石油的运营费用按适用期间的运营费用除以每桶石油当量的产量计算。

2024年第一季度的总运营支出为1.734亿美元（12.65美元/桶油当量），而2023年第一季度的总运营支出为1.124亿美元（每桶1440美元）。由于产量增加，与2023年第一季度相比，2024年第一季度的总运营支出有所增加，而较低的单位运营成本反映了英国央行从Ranger收购的物业的运营支出降低。

在加拿大，2024年第一季度的总运营支出为8,540万美元（15.12美元/英国央行），低于2023年第一季度的9,120万美元（每桶16.70美元）。2024年第一季度总运营支出和单位运营支出的减少反映了Peavine的产量增长以及2023年第四季度维京非核心资产的处置情况。

在美国，2024年第一季度的运营支出为8,800万美元（合10.93美元/桶油当量），而2023年第一季度的运营支出为2,120万美元（合903美元/桶油当量）。以美元计算，2024年第一季度英国央行在美国的人均运营支出为8.10美元/英国央行，而2023年第一季度的英国央行每股运营支出为6.68美元。2024年第一季度总运营支出和单位运营支出的增加反映了从Ranger收购的房产的额外产量，以及我们非运营土地的修理和维护成本的增加。

2024年第一季度的运营支出为12.65美元/桶油当量，符合预期，而我们2024年的年度指导区间为11.25美元至12.00美元，反映了今年剩余时间的产量增长。

交通费用

运输费用包括通过卡车或管道将生产转移到销售点所产生的成本。当我们寻求优化销售价格和运输费率时，运输费用可能会因时期而异。

下表比较了我们截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的交通费用。

(1) 每桶石油的运输费用按适用时期的运输费用除以每桶石油当量的产量计算。

2024年第一季度的运输费用为2980万美元（2.18美元/桶油当量），而2023年第一季度的运输费用为1,700万美元（2.18美元/桶桶当量）。在加拿大，与2023年第一季度相比，由于重油产量增加，2024年第一季度的总运输费用和单位成本有所增加。在美国，1160万美元的运输费用包括我们从Ranger手中收购的Eagle Ford运营业务的卡车运输和管道成本。

2024年第一季度每单位运输费用为2.18美元/桶油当量，与预期一致，略低于我们2024年2.35美元至2.55美元/桶油的年度指导区间。

混合和其他费用

混合和其他费用主要包括为降低通过管道运输的重油的粘度而购买的混合稀释剂的成本，以满足管道规格。购买的稀释剂记作混合和其他费用。混合产品收到的价格记作重油销售收入。我们将混合费用和其他费用与重油销售额相抵消，将产量的已实现价格与基准定价进行比较。

2024年第一季度的混合和其他支出为6,420万美元，而2023年第一季度为5,970万美元。调和和其他费用增加的主要原因是，与2023年第一季度相比，2024年第一季度的重油产量和管道出货量增加。

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，旨在部分降低自由现金流的波动性。该期间结算的合约根据市场价格与合约价格和名义未偿还量相比产生已实现收益或亏损。随着远期市场的波动和新合约的执行，未结算合约的公允价值的变化被报告为该期间的未实现收益或亏损。下表汇总了截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的金融衍生品合约的业绩。

我们在2024年第一季度记录的金融衍生品总亏损为2690万美元，而2023年第一季度的收益为1,460万美元。2024年第一季度已实现的550万美元金融衍生品收益主要是由于天然气的市场价格收于低于我们的衍生品合约设定的水平。2024年第一季度未实现的金融衍生品亏损3,240万美元主要是由于预测原油价格的变化，该变动用于重估我们截至2024年3月31日与2023年12月31日签订的原油和天然气合约的未偿交易量。截至2024年3月31日，我们的金融衍生品合约的公允价值为910万美元，而截至2023年12月31日的净资产为2330万美元。

截至2024年5月9日，我们在2024年3月31日之后的期间拥有以下大宗商品金融衍生品合约。

(1) 基于该期间的加权平均单位价格。

(2) 合同是在2024年3月31日之后签订的。

运营净回值

下表汇总了截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中我们在加拿大和美国的业务按每英国央行计算的营业净回值。

(1) 不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似指标的计算进行比较的特定财务指标。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务措施” 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) 计算方法是适用时期内已实现的金融衍生品收益或亏损除以桶石油当量产量。

2024年第一季度的总营业净回报为37.03美元/英国央行，高于2023年第一季度的34.96美元/英国央行，这是由于我们的已实现价格上涨导致2024年第一季度扣除特许权使用费后的每单位销售额高于2023年第一季度的34.96美元/英国央行。2024年第一季度，我们的产量中来自美国物业的比例更高，这些物业的运营和运输费用较低，这导致2024年第一季度的总运营和运输费用为14.83美元/桶桶，低于2023年第一季度的16.58美元/桶油当量。2024年第一季度，扣除金融衍生品已实现损益后的营业净回值为37.43美元/桶油当量，而2023年第一季度为35.65美元/桶油。

一般和管理费用

一般和管理（“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而获得的管理回收款。在此期间，G&A 费用随总部人员配备水平和运营勘探和开发活动水平而波动。

下表汇总了我们截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的并购费用。

(1) 每桶石油当量的一般和管理费用按适用期间的一般和管理费用除以每桶石油当量的产量计算。

2024年第一季度的并购支出为2,240万美元（1.64美元/桶油当量），而2023年第一季度的并购支出为1170万美元（1.50美元/桶油当量）。与2023年第一季度相比，并购支出增加了1,070万美元，这反映了与Ranger合并后留用的人员相关的人员成本。2024年第一季度并购费用为1.64美元/英国央行，与我们的2024年年度预期1.65美元/英国央行一致。

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，其中包括我们的债务发行成本和资产报废义务的增加。融资和利息支出根据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而有所不同。

下表汇总了我们截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的融资和利息支出。

(1) 计算方法为适用时期内的现金利息或融资和利息支出除以桶石油当量产量。

2024年第一季度的融资和利息支出为6,130万美元（4.47美元/英国央行），而2023年第一季度的融资和利息支出为2370万美元（3.04美元/桶方）。与2023年第一季度相比，2024年第一季度的利息成本更高，这主要是与Ranger合并后未偿债务增加的结果。

2024年第一季度的现金利息为5,330万美元（389美元/英国央行），高于2023年第一季度的1,840万美元（235美元/英国央行），这主要是由于合并后未偿债务余额增加，其中包括发行本金总额为8亿美元的长期票据。与2023年第一季度相比，我们的信贷额度利息在2024年第一季度有所增加，这是由于适用借款利率的提高以及合并后未偿还的本金额度的增加。2024年第一季度适用于我们信贷额度的加权平均利率为8.1％，而2023年第一季度为6.0％。

2024年第一季度资产报废义务的增加额为490万美元，与2023年第一季度的480万美元持平。与2023年第一季度相比，2024年第一季度的债务发行成本增加，这是由于信贷额度的增加以及为资助与Ranger的合并而发行的新长期票据相关的债务发行成本增加。

2024年第一季度英国央行3.89美元的现金利息支出高于我们2024年每英国央行的年度预期3.40美元，这与预期一致，因为我们预计将在2024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”）费用与租约到期以及取消承认未显示出商业可行性和技术可行性的勘探计划的成本有关。电气费用将根据租约到期时间、即将到期的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。2024年第一季度的勘探和评估费用为18,000美元，而2023年第一季度的勘探和评估费用为16.3万美元。

耗尽和贬值

耗尽和折旧费用因公司石油和天然气资产的账面金额、探明和可能的储量以及该期间的产量而异。下表汇总了截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的损耗和折旧费用。

(1) 每桶油的损耗和折旧费用按适用期间的损耗和折旧费用除以每桶石油当量的产量计算。

2024年第一季度的损耗和折旧费用为3.441亿美元（25.11美元/桶油当量），而2023年第一季度的损耗和折旧费用为1.66亿美元（21.26美元/桶油当量）。与2023年第一季度相比，2024年第一季度的总损耗和折旧费用以及每桶英国央行的损耗和折旧费用均高于2023年第一季度，这是由于从Ranger收购的资产枯竭，这些资产的枯竭率高于我们的其他房产。截至2023年12月31日记录的8.337亿美元减值亏损部分抵消了合并的影响。

减值

截至2024年3月31日，我们没有确定任何现金产生单位（“CGU”）的减值或减值逆转指标。

2023 年减值

2023年12月31日，我们确定了由于储量变化而导致的传统非运营Eagle Ford CGU的石油和天然气资产减值指标，以及由于储备变动和资产处置记录的亏损而导致的维京CGU的减值指标。我们记录了8.337亿美元的减值亏损。

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。与股权结算奖励相关的SBC支出在奖励归属期内的净收益或亏损中确认，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，并附有相应的基于股份的补偿责任。SBC的支出因未分配的未归属股票奖励的数量和普通股市场价格的变化而异。

我们记录的瑞士银行2024年第一季度支出为950万美元，与2023年第一季度的980万美元一致。

外汇

未实现的外汇收益和亏损主要是我们在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造成的。长期票据和信贷额度在资产负债表日使用收盘加元/美元汇率折算成加元，从而产生未实现的损益。已实现的外汇收益和亏损是由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所致。

我们在2024年第一季度记录的外汇亏损为3,990万美元，而2023年第一季度的收益为10万美元。

2024年第一季度未实现的外汇亏损为3,870万美元，这是由于我们的长期票据和信贷额度的报告金额的变化。2024年第一季度录得的3,870万美元亏损是与2023年12月31日相比，截至2024年3月31日，加元兑美元汇率疲软所致。2023年第一季度20万澳元的未实现外汇收益主要与我们的长期票据报告金额的变化有关，这是由于截至2023年3月31日加元兑美元汇率与2022年12月31日相比走强。

已实现的外汇收益和亏损将根据我们加拿大本位货币实体的日常美元计价交易的金额和时间而波动。我们在2024年第一季度记录的已实现外汇亏损为120万美元，而2023年第一季度为20万美元。

所得税

2024年第一季度的当前所得税支出为170万美元，而2023年第一季度为110万美元。

我们在2024年第一季度记录的递延所得税支出为1,580万美元，而2023年第一季度为1,550万美元。2024年第一季度记录的递延所得税支出反映了该期间我们在美国的业务产生的收入，因为与我们在加拿大业务相关的税池需要缴纳估值补贴。2023 年第一季度记录的递延所得税支出反映了我们在加拿大和美国的业务在该期间产生的收入。

2016年6月，某些间接子公司收到了加拿大税务局（“CRA”）的重新评估，这些机构拒绝扣除与计算2011年至2015年所得税相关的非资本损失。在提出异议和提交意见后，CRA于2023年11月发布了有关其先前重新评估的确认通知。2024年2月，Baytex向加拿大税务法院提交了上诉通知书，我们估计可能需要两到三年的时间才能收到判决。重新评估不要求我们为参与上诉程序支付任何款项。如果我们在加拿大税务法院不成功，则可以提出其他上诉；我们估计，这一程序可能还需要两年甚至更长的时间。

我们仍然相信受影响实体的纳税申报是正确的，并将为我们的纳税申报状况辩护。在2023年第四季度，我们以5,030万美元的保费购买了2.725亿美元的保险，这将有助于管理与此事相关的诉讼风险。CRA发布的最新重新评估称，信托所欠税款为2.448亿美元，截至重新评估之日的逾期付款利息为1.666亿美元，2011纳税年度的逾期申报罚款为410万美元。

作为背景，我们在2010年收购了几家私人持有的商业信托基金，累计非资本亏损为5.91亿美元（“亏损”）。随后，在计算这些信托的应纳税所得额时扣除了亏损。正如2023年11月确认的那样，重新评估不允许扣除损失，原因有两个。首先，重新评估称，信托已被重新结算，由此产生的继任信托无法弥补前身信托的损失。其次，重新评估称，《所得税法》（加拿大）的一般反避税规则旨在拒绝扣除损失。如果在用尽可用的上诉之后，仍然不允许扣除损失，则信托或其公司受益人将欠现金税、逾期付款利息和可能的罚款。应缴的现金税金额、逾期缴纳的利息和可能的罚款取决于最终负有责任的纳税人（信托或其公司受益人）以及纳税人可用于抵消重新评估的收入的未使用避税金额，包括随后年份可以结转并适用于前几年的避税措施。

净收入和调整后的资金流

下表列出了截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的调整后资金流和净收益的组成部分。

(1) 不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似指标的计算进行比较的特定财务指标。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务措施” 部分。

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

我们在2024年第一季度产生的调整后资金流为4.238亿美元，而2023年第一季度为2.37亿美元。调整后资金流增加1.869亿美元的主要原因是与Ranger合并后的产量增加，但被一般和管理及现金利息成本的增加部分抵消。我们报告称，2024年第一季度的净亏损为1,400万美元，而2023年第一季度的净收入为5,140万美元。与2023年第一季度相比，2024年第一季度的净收入下降是损耗率和相关折旧费用上升，以及金融衍生品的未实现亏损和未实现的外汇亏损的结果。

其他综合收入

其他综合收益包括对未计入净收益或亏损的美国净资产的外币折算调整。2024年第一季度1.106亿美元的外币折算收益与美国净资产价值的变化有关，这是由于与2023年12月31日相比，截至2024年3月31日，加元兑美元汇率走弱。截至2024年3月31日，加元/美元的汇率为1.3533加元/美元，而2023年12月31日为1.3205加元/美元。

资本支出

截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的资本支出汇总如下。

2024年第一季度的勘探和开发支出为4.126亿美元，而2023年第一季度的勘探和开发支出为2.336亿美元。由于从Ranger收购的房产的开发活动，2024年第一季度的勘探和开发支出与2023年第一季度相比有所增加。我们还在2024年第一季度完成了房地产收购，包括净收购毗邻我们现有土地的30.75块高质量杜弗奈土地，总额为3540万美元。

在加拿大，2024年第一季度的勘探和开发支出为1.581亿美元，而2023年第一季度为1.846亿美元。与2023年第一季度相比，我们在2024年第一季度的钻探和完井支出减少了1.26亿美元，当时我们花费了1.55亿美元，这主要是由于处置了维京轻油非核心房产。我们还在2024年第一季度投资了3,210万美元用于设施和其他支出。

美国2024年第一季度的勘探和开发总支出为2.544亿美元，而2023年第一季度为4,900万美元。2024年第一季度勘探和开发支出的增加是由于我们从Ranger手中收购的物业的开发活动。

2024年第一季度的勘探和开发支出为4.126亿美元，与预期一致。我们的年度预期为12亿至13亿美元，反映了2024年剩余时间活动水平的适度。

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。我们努力积极管理我们的资本结构，以应对经济状况的变化。截至2024年3月31日，我们的资本结构由股东资本、长期票据、贸易应收账款、预付账款和其他资产、应付贸易应付账款、应付股息、基于股份的薪酬负债、其他长期负债、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，进行商业交易，包括出售资产，或调整资本支出以管理当前和预计的债务水平。如果需要，不确定这些额外的资本来源中是否有任何可用。

为了维持运营和支持我们的业务战略，债务水平的管理是Baytex的优先事项。截至2024年3月31日，净负债（1）为26亿美元，与2023年12月31日的25亿美元一致，反映了勘探和开发支出、小额房地产收购的时机，以及截至2024年3月31日加元兑美元与2023年12月31日相比疲软的影响。

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

信贷设施

截至2024年3月31日，我们的循环信贷额度下有8.499亿美元的未偿本金，总额为11亿美元（合15亿美元）（“信贷额度”）。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，以及为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。2024年5月9日，我们将信贷额度的到期日从2026年4月1日延长至2028年5月9日。该修正案没有导致贷款余额或财务契约的变化。该修正案的结果是，目前基于银行家承兑率的加拿大基金借款将被基于加拿大隔夜回购利率平均值（“CORRA”）的借款所取代。

到期前不需要强制性本金支付，可以根据我们的要求延长。除了下文详述的财务契约外，信贷额度还包含标准商业契约。信贷额度下的预付款可以用加拿大或美国的资金提取，并按银行的优惠贷款利率、银行承兑贴现率或有担保隔夜融资利率（“SOFR”）加上适用的利润率计息。

2024年第一季度信贷额度的加权平均利率为8.1％，而2023年第一季度的加权平均利率为6.0％。我们的信贷额度利率有所提高，这是由于适用于我们的信贷额度的利润率增加，以及2024年的基础基准利率较2023年同期有所提高。

截至2024年3月31日，我们有570万美元的未偿信用证，其中430万美元低于2,000万美元的未承诺无抵押活期循环信用证额度（2023年12月31日——未偿还的560万美元）。该融资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。

有关信贷额度的协议和相关的修订协议可在SEDAR+网站www.sedarplus.ca上查阅，也可以通过美国证券交易委员会访问www.sec.gov。

财务契约

下表汇总了适用于信贷额度的财务契约以及截至2024年3月31日我们对该契约的遵守情况。

(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2024年3月31日，该公司的优先担保债务总额为8.499亿美元。

(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条款和定义计算的，该协议调整了融资和利息支出、所得税、非经常性亏损、某些特定未实现和非现金交易的净收益或亏损，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2024年3月31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的比率计算，不包括某些非现金交易，并按过去十二个月计算。截至2024年3月31日的十二个月的融资和利息支出为2.113亿美元。

(4) “总债务” 根据信贷额度协议计算，定义为Baytex的所有债务、负债和负债，不包括贸易应付账款、基于股份的薪酬负债、应付股息、资产报废债务、租赁、递延所得税负债、其他长期负债和金融衍生负债。截至2024年3月31日，该公司的债务总额为25亿美元的未偿本金。

长期票据

截至2024年3月31日，我们发行了两批未偿长期票据，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％的优先票据可在2023年4月1日之后按指定的赎回价格按我们的选择全部或部分赎回，并将从2026年4月1日起至到期日按面值兑换。截至2024年3月31日，8.75％的未偿优先票据的本金总额为4.098亿美元。

2023年4月27日，我们发行了2030年4月30日到期的本金总额为8亿美元的优先无抵押票据，利率为每半年8.50％（“8.50％的优先票据”）。8.50％的优先票据可在2026年4月30日之后按指定的赎回价格按我们的选择全部或部分赎回，并将从2028年4月30日起至到期日按面值兑换。截至2024年3月31日，8.50％的未偿优先票据的本金总额为8亿美元。

2024年4月1日，我们完成了本金总额为5.75亿美元的2032年到期优先无抵押票据（“7.375％的优先票据”）的私募发行。7.375％的优先票据定价为面值的99.266％，年收益率为7.500％，年利率为7.375％，于2032年3月15日到期。7.375％的优先票据可在2027年3月15日当天或之后按指定的赎回价格按我们的选择全部或部分赎回，并将从2029年3月15日起至到期日按面值兑换。7.375％的优先票据的收益用于按面值的104.375％赎回未偿还的8.75％优先票据中剩余的4.098亿美元本金，支付与发行相关的费用和开支，并偿还我们信贷额度的部分未偿债务。

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2024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30万股普通股。截至2024年3月31日，我们已发行和流通普通股8.213亿股，未发行和流通优先股。

我们的股东回报框架包括普通股回购和季度股息。在截至2024年3月31日的三个月中，我们根据正常发行人的出价（“NCIB”）回购了60万股普通股，平均价格为每股4.76美元。

2024年1月2日和4月1日，我们向登记在册的股东支付了每股0.0225加元的季度现金股息。2024 年 5 月 9 日，公司董事会宣布将于 2024 年 7 月 2 日向截至 2024 年 6 月 14 日的登记股东支付每股 0.0225 美元的季度现金股息。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”。

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供资。下表列出了截至2024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) 不包括我们的信贷额度的利息，因为利息支付根据浮动利率和未清余额的变化而波动。

(2) 不包括2024年4月1日发行的7.375％优先票据的本金和利息。

在油井场地和设施的经济寿命结束时，我们还负有与废弃和回收有关的持续义务。未来估计的废弃和回收成本的现值包含在财务状况表中列报的资产报废义务中。废弃和回收油井场地和设施的计划是根据适用的立法要求定期实施的。

季度财务信息

			2024			2023												2022
（千美元，普通股每股金额除外）			Q1			Q4			Q3			Q2			Q1			Q4			Q3			Q2
石油和天然气销售			984,192			1,065,515			1,163,010			598,760			555,336			648,986			712,065			854,169
净（亏损）收入			(14,043)			(625,830)			127,430			213,603			51,441			352,807			264,968			180,972
每股普通股-基本			(0.02)			(0.75)			0.15			0.37			0.09			0.65			0.48			0.32
每股普通股——摊薄			(0.02)			(0.75)			0.15			0.36			0.09			0.64			0.47			0.32
调整后的资金流 (1)			423,846			502,148			581,623			273,590			236,989			255,552			284,288			345,704
每股普通股-基本			0.52			0.60			0.68			0.47			0.43			0.47			0.51			0.61
每股普通股——摊薄			0.52			0.60			0.68			0.47			0.43			0.46			0.51			0.60
自由现金流 (2)			(88)			290,785			158,440			96,313			(1,918)			143,324			111,568			245,316
每股普通股-基本			—			0.35			0.19			0.17			—			0.26			0.20			0.43
每股普通股——摊薄			—			0.35			0.18			0.16			—			0.26			0.20			0.43
来自经营活动的现金流			383,773			474,452			444,033			192,308			184,938			303,441			310,423			360,034
每股普通股-基本			0.47			0.57			0.52			0.33			0.34			0.56			0.56			0.63
每股普通股——摊薄			0.47			0.57			0.52			0.33			0.34			0.55			0.56			0.63
已申报分红			18,494			18,381			19,138			—			—			—			—			—
每股普通股——基本			0.02			0.02			0.02			—			—			—			—			—
每股普通股——摊薄			0.02			0.02			0.02			—			—			—			—			—
探索和开发			412,551			199,214			409,191			170,704			233,626			103,634			167,453			96,633
加拿大			158,126			75,137			107,053			96,403			184,606			85,641			117,150			51,881
美国			254,425			124,077			302,138			74,301			49,020			17,993			50,303			44,752
财产收购			35,403			33,923			4,277			(62)			506			1,085			—			208
处置收益			(25)			(159,745)			(226)			(50)			(235)			(148)			(25,460)			(14)
净负债 (1)			2,639,841			2,534,287			2,824,348			2,814,844			995,170			987,446			1,113,559			1,123,297
总资产			7,717,495			7,460,931			8,946,181			8,617,444			5,180,059			5,103,769			4,923,617			4,870,432
已发行普通股			821,322			821,681			845,360			862,192			545,553			544,930			547,615			560,139
每日产量
总产量（boe/d）			150,620			160,373			150,600			89,761			86,760			86,864			83,194			83,090
加拿大 (boe/d)			62,081			64,744			63,289			55,874			60,651			56,946			55,803			54,919
美国（boe/d）			88,540			95,629			87,311			33,887			26,109			29,918			27,391			28,170
基准价格
西德克萨斯中质原油（美元/桶）			76.96			78.32			82.26			73.78			76.13			82.64			91.56			108.41
WCS 重油（美元/桶）			77.73			76.86			93.02			78.85			69.44			77.37			93.62			122.05
埃德蒙顿标准油（美元/桶）			92.16			99.72			107.93			95.13			99.04			109.57			116.79			137.79
加元/美元平均汇率			1.3488			1.3619			1.3410			1.3431			1.3520			1.3577			1.3059			1.2766
AECO 天然气（美元/立方英尺）			2.05			2.66			2.39			2.35			4.34			5.58			5.81			6.27
纽约商品交易所天然气（美元/百万英热单位）			2.24			2.88			2.55			2.10			3.42			6.26			8.20			7.17
总销售额，扣除混合和其他费用（美元/桶油）(2)			67.12			68.00			80.34			66.82			63.48			74.93			87.68			105.44
特许权使用费（美元/boe）(3)			(15.26)			(15.49)			(17.33)			(13.21)			(11.94)			(15.23)			(19.21)			(22.69)
运营费用 (美元/桶油) (3)			(12.65)			(11.17)			(12.57)			(14.62)			(14.40)			(13.06)			(14.39)			(14.21)
交通费用 (美元/桶油) (3)			(2.18)			(2.02)			(2.02)			(1.78)			(2.18)			(1.85)			(1.67)			(1.56)
运营净回值 (美元/boe) (2)			37.03			39.32			48.42			37.21			34.96			44.79			52.41			66.98
金融衍生品（亏损）收益（美元/京东方）(3)			0.40			0.84			0.15			2.00			0.69			(6.21)			(9.98)			(16.41)
扣除金融衍生品后的经营净回值（美元/boe）(2)			37.43			40.16			48.57			39.21			35.65			38.58			42.43			50.57

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

(2) 不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义且可能与其他实体提出的类似衡量标准的计算无法比较的特定财务指标。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务措施” 部分。

(3) 计算方法为适用时期内的特许权使用费、运营费用、运输费用或金融衍生品收益或亏损除以每桶石油当量产量。

我们过去八个季度的业绩反映了随着石油和天然气价格的波动，我们的资本计划的严格执行。产量从2022年第二季度的83,090桶油当量稳步增长，到2023年第四季度达到160,373桶桶油日当量，这要归因于我们在加拿大和美国的开发计划的强劲表现以及与Ranger合并的产量贡献。2024年第一季度产量为150,620桶桶/日，反映了我们开发计划的时间和资产处置。

在俄罗斯入侵乌克兰之后，大宗商品价格在2022年升至多年高位，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年第二季度的已实现销售价格为105.44美元/桶油当量，这是我们最近八个季度以来最强劲的已实现定价。由于全球供应增长和稳定的需求使市场更加平衡，我们2024年第一季度的已实现价格为67.12美元/桶油当量，这反映了近期原油价格的稳定。

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动的影响，而基准大宗商品价格是我们实现销售价格的基础。2024年第一季度调整后的资金流（1）为4.238亿美元，反映了我们在美国和加拿大的发展计划以及与Ranger合并的强劲生产业绩。

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美元计价债务的加元/美元收盘汇率。净负债（1）从2022年第二季度的11亿美元增至2024年第一季度的26亿美元，这是由于用于为2023年第二季度结束的合并提供资金的额外债务以及4.399亿美元的股东回报。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 “特定财务措施” 部分。

(2) 不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义且可能与其他实体提出的类似衡量标准的计算无法比较的特定财务指标。有关更多信息，请参阅本 MD&A 中的 “特定财务措施” 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。有关这些法规相关的风险以及它们将来可能如何影响我们的业务的完整描述，请参阅截至2023年12月31日止年度的AIF。除了截至2023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计划相关的其他信息也可以在我们的网站上找到。

举报条例

公共企业的环境报告不断发展，公司未来可能会受到额外的披露要求的约束。国际可持续发展标准委员会（“ISSB”）发布了《国际财务报告准则可持续发展披露准则》，目的是制定环境可持续性披露的全球框架。加拿大可持续发展标准委员会已经发布了与ISSB版本一致的拟议标准，但包括针对加拿大的具体修改建议。加拿大证券管理局还发布了拟议的国家仪器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。Baytex继续监测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2024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未偿还。

关键会计估计

在截至2024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，可以在截至2023年12月31日的年度经审计的年度合并财务报表和管理与分析的附注中找到。

会计政策的变化

自2024年1月1日起，Baytex通过了国际会计准则理事会于2020年1月发布的对IAS 1财务报表列报的修正案。修正案进一步明确了在合并财务状况表中将负债列为流动或非流动负债的要求。

2022年10月，国际会计准则理事会发布了带契约的非流动负债，修订了IAS 1财务报表列报。修正案规定了带有契约的负债的分类和披露，并于2024年1月1日生效。

这些修正没有对我们的合并财务报表产生重大影响。

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、营业净回值、总销售额、扣除混合和其他费用后的总销售额、扣除混合和其他费用的重油销售额，以及不具有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义的平均特许权使用费率）。尽管这些指标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报告发行人提出的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，它们是资本管理措施。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

总销售额，扣除混合费用和其他费用以及重油，扣除混合和其他费用

扣除混合费用和其他费用后的总销售额和重油，扣除混合和其他费用，分别代表一段时间内通过产量实现的总收入和重油收入。扣除混合费用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销售总额组成。重油，扣除混合费用和其他费用，按重油销售减去混合费用和其他费用计算。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非常有用。

下表对扣除混合费用的重油和其他支出与下表主要财务报表中披露的金额进行了对账。

（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2024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。

(2) 与适用时期内重油销售有关的混合费用和其他费用。

运营净回报

运营净回值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生产单位基础上产生现金利润率的能力。运营净回报包括石油和天然气的销售，减去混合费用、特许权使用费、运营费用和运输费用。由于我们的金融衍生品用于为我们的部分产品提供价格确定性，因此将已实现的金融衍生品收益和亏损添加到运营净回值中，以更全面地了解我们的财务表现。

下表核对了石油和天然气销售的已实现金融衍生品后的运营净回值和运营净回值。

(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2024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，评估可用于偿还债务、普通股回购、分红和收购机会的现金。自由现金流包括经非现金营运资本变动调整后的经营活动现金流、勘探和评估资产的增加、石油和天然气资产的增加、租赁义务的支付和交易成本。

自由现金流与下表中来自经营活动的现金流进行了对账。

非公认会计准则财务比率

重油，扣除每桶混合费用和其他费用

重油，扣除每桶混合费用和其他费用，代表一段时间内生产的重油的已实现价格。重油，扣除混合和其他费用，是一项非公认会计准则的衡量标准，除以适用时期内的每桶重油产量，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，将产量的已实现重油价格与WCS基准价格进行比较。

总销售额，每桶油减去混合费用和其他费用

总销售额（扣除混合费和其他费用）用于将我们的已实现定价与适用的基准价格进行比较，计算方法是扣除混合和其他费用（非公认会计准则财务指标）的总销售额除以适用期间的桶油当量产量。

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总销售额、扣除混合和其他费用（非公认会计准则财务指标）组成。实际特许权使用费率可能因多种原因而有所不同，包括所生产的商品、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区。

每英国央行的运营净回报率

每个英国央行的营业净回值是营业净回值（非公认会计准则财务指标）除以适用时期内的桶油当量产量，用于评估我们按产量计算的经营业绩。将每个英国央行的已实现金融衍生品收益和亏损添加到每桶英国央行的运营净回值中，得出扣除每英国央行金融衍生品之后的运营净回值。由于我们的金融衍生品用于为我们的部分产品提供价格确定性，因此将已实现的金融衍生品收益和亏损添加到运营净回值中，以更全面地了解我们的财务表现。

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本来源来为正在进行的业务提供资金。净负债包括我们的信贷额度和未偿还的长期票据，经未摊销的债务发行成本、贸易应付账款、基于股份的薪酬负债、应付股息、其他长期负债、现金、贸易应收账款、预付账款和其他资产。

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2024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。这些金额是Baytex在合同开始时支付的剩余费用。

调整后的资金流

调整后的资金流用于监控经营业绩以及公司为勘探和开发支出筹集资金以及结算放弃债务的能力。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现金流、在适用期内结算的资产报废债务和交易成本的变化。

调整后的资金流与下表主要财务报表中披露的金额进行对账。

对财务报告的内部控制

我们需要遵守第52-109号多边文书 “发行人年度和中期申报的披露证明”。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的任何弱点或变化，这些弱点或变化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产生重大影响。我们确认，在截至2024年3月31日的三个月中，除下述事项外，在财务报告的内部控制中未发现任何此类缺陷或进行任何更改。

2023年6月20日，Baytex完成了对在纳斯达克交易所上市的上市石油和天然气公司Ranger的收购。自2023年6月20日以来，Ranger的业务已纳入Baytex的合并财务报表。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对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相结合。因此，认证官员限制了其披露控制和程序以及财务报告内部控制的设计范围，将Ranger的控制、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，计划在2024年6月20日之前完成对收购业务的控制、政策和程序的评估。

在截至2024年3月31日的三个月中，Ranger先前持有的资产贡献了3.091亿美元的收入（占总收入的31％）和3,820万美元的税前净收入（占税前净收入的1112％）。截至2024年3月31日，与被收购实体相关的流动资产为2.564亿美元，非流动资产为17亿美元，流动负债为2.843亿美元，非流动负债为9,560万美元。

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”，是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诸如 “预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“打算”、“可能”、“目标”、“持续”、“展望”、“潜在”、“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，并受本警示声明的明确限制。

具体而言，本文件包含与但不限于以下方面的前瞻性陈述：期望我们能够有效地在资产中分配资本；我们在2024年的指导方针：勘探和开发支出、平均每日产量、特许权使用费率和运营费用、运输费用、一般和管理费用、现金利息支出、当期所得税、租赁支出和已结清的资产报废债务；我们预计将在2024年剩余时间内增加产量和减少债务；存在和运营以及我们的风险管理计划战略；我们打算以现金结算未偿还的股份薪酬奖励；解决加拿大税务局对我们纳税申报的重新评估的预期时间；我们的目标是维持强劲的资产负债表，以执行发展计划、提供股东回报并通过战略收购优化投资组合；我们可以不时发行或回购债务或股权证券或出售资产；我们打算利用运营现金流为某些财务义务提供资金还有预计履行财务义务的时机。此外，与储备有关的信息和陈述被视为前瞻性陈述，因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估，即所描述的储量是按预测或估计的数量存在的，并且储备金在未来可以盈利地产生。此外，与储备有关的信息和陈述被视为前瞻性陈述，因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估，即所描述的储量是按预测或估计的数量存在的，并且储备金在未来可以盈利地产生。

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质、中质和重质原油价格之间的差异；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；资本支出水平；我们根据信贷协议借款的能力；及时获得监管部门和其他必要批准的经营活动；劳动力和其他方面的可用性和成本行业服务；利息和外汇汇率；现行税收和特许权使用费制度的延续；我们按照目前设想的方式开发原油和天然气资产的能力；未来我们将有足够的财政资源来提供股东回报；以及当前的行业状况、法律和法规仍然有效（或者，如果提议进行修改，则按预期通过此类变革）。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，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：石油和天然气价格长期处于低迷状态的风险；与我们开发房产和增加储备的能力相关的风险；我们可能无法实现收购的预期收益，我们可能出售低于账面价值的资产；资本或借款的可用性和成本；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；能源转型对石油生产需求的影响；以及收集费用，加工和管道系统；保留或更换我们的领导层和关键人员；所得税或其他法律或政府激励计划的变化；与大型项目相关的风险；与活动集中度提高和钻探间距缩小相关的风险；开发和运营我们物业的成本；当前或未来的控制、立法或法规；对水或其他液体的限制或获取；公众看法及其对监管制度的影响；有关水力压裂的新法规；有关水力压裂的新法规；有关法规流体处置；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；与第三方经营我们的鹰福特房产相关的风险；与我们的热重质原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；诉讼的不利结果；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；与扩展到新活动相关的风险；土著索赔的影响；交易对手违约的风险；地缘政治风险和冲突的影响；外国私人发行人地位的丧失；公司与其董事和高级管理人员之间的利益冲突；股票回购和分红的可变性；与我们的证券所有权相关的风险，包括股息的变化基于的因素；风险美国和其他非居民股东，包括执行民事补救措施的能力、申报储备和生产的不同做法、适用于非居民的额外税收和外汇风险；以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。我们的年度信息表、40-F表年度报告以及其他风险因素中进行了讨论

管理层向加拿大证券监管机构和美国证券交易委员会以及我们的其他公开文件中提交的截至2023年12月31日止年度的讨论和分析。

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当前和未来的业务，此类信息可能不适用于其他目的。

Baytex没有声明实现的实际业绩将与前瞻性陈述中提及的全部或部分相同，除非适用的证券法另有要求，否则Baytex不承担任何义务公开更新或修改所包含的任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。

未来通过股票回购（包括通过其NCIB）收购我们的普通股（如果有）及其水平尚不确定。任何根据股票回购收购普通股的决定都将由董事会自由裁量决定，并可能取决于多种因素，包括但不限于公司的业务业绩、财务状况、财务要求、增长计划、预期资本要求和未来存在的其他条件，包括但不限于合同限制（包括协议中包含的约定），管理公司已经产生或可能产生的任何债务，包括那个信贷额度条款）以及根据适用的公司法对公司实施的偿付能力测试的满意度。无法保证公司未来将通过股票回购（如果有）收购多少普通股。

Baytex的未来股东分配，包括但不限于支付股息（如果有），其水平尚不确定。支付普通股股息的任何决定（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，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、财务要求、增长计划、预期资本要求和未来存在的其他条件，包括但不限于：合同限制和满足适用公司法对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均由Baytex董事会酌情决定。