附录 99.5

BAYTEX 公布 2024 年第一季度业绩

艾伯塔省卡尔加里（2024年5月9日）——Baytex能源公司（“Baytex”）（多伦多证券交易所股票代码：BTE）（纽约证券交易所代码：BTE）报告了截至2024年3月31日的三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计算）。

“在第一季度，我们安全高效地执行了公司历史上最大的勘探和开发（“E＆D”）计划，并交付了符合我们全年预期的运营和财务业绩。我们预计在未来三个季度中将提供可观的自由现金流和可观的股东回报。我们强劲的自由现金流状况反映了我们的勘探开发计划的效率、今年剩余时间的更高预测产量以及加拿大和Eagle Ford原油价格变化的改善。在充足的流动性和平衡的债务期限的支持下，我们的财务状况良好。” 总裁兼首席执行官埃里克·格雷格评论道。

亮点

•2024年第一季度报告的经营活动现金流为3.84亿美元（每股基本股0.47美元）。

•与2023年第一季度相比，2024年第一季度调整后的每股资金流（1）增加了21％，达到4.24亿美元（每股基本股0.52美元）。

•与2023年第一季度相比，2024年第一季度的每股产量增长了15％。2024年第一季度的平均产量为150,620桶桶油当量/日（84％为石油和液化天然气），这与我们的全年计划一致。

•执行了一项耗资4.13亿美元的开发计划，这是公司历史上规模最大的勘探项目，在鼎盛时期，有13台钻机在运行。

•在2024年第一季度投入运营的19口鹰福特油井投入使用，其中包括三口Upper Eagle Ford油井和一口成功的Lower Eagle Ford改造油井。

•2024年第一季度，我们在皮文的克利尔沃特油田的产量为17,599桶/日。2024年第一季度有12口油井投产，平均30天初始产量为每口油井915桶/日。

•与2023年相比，我们完成了杜弗奈七口井项目的钻探，钻探天数（从钻井到钻机释放）缩短了21％，钻探成本提高了10％。

•艾伯塔省莫林维尔（相当于克利尔沃特）和大冷湖地区（瓦塞卡）的开发持续成功。

•保持资产负债表强劲，总债务（2）与银行息税折旧摊销前利润（2）的比率为1.1倍。

•季度末之后，完成了5.75亿美元的2032年到期优先无抵押票据的私募发行，年利率为7.375％，并将我们的信贷额度的到期日延长了两年，至2028年5月。

2024 年指导方针

我们的2024年的预期保持不变，研发支出为12亿至13亿美元，产量为15万至15.6万桶桶桶/日。

根据展望（3），我们预计到2024年将产生约7亿美元的自由现金流（4）。我们打算将50％的自由现金流分配给资产负债表，将50％的自由现金流分配给股东回报，其中包括股票回购和季度分红的组合。

(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) 根据我们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.ca。

（3）2024年的定价假设：WTI——77.50美元/桶；WCS差额——14.50美元/桶；纽约商品交易所天然气——2.40美元/百万英热单位；汇率（加元/美元）——1.36。

(4) 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，请参阅本新闻稿中的特定财务措施部分。

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) 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，请参阅本新闻稿中的特定财务措施部分。

(3) 根据我们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.ca。

注意事项：

(1) 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。使用boe量可能会产生误导，特别是如果单独使用。英国央行将六千立方英尺的天然气与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，并不代表井口的等值值。

(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，请参阅本新闻稿中的特定财务措施部分。

(3) 其他包括已实现的外汇收益、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 2024 年第 1 季度的 MD&A。

(4) 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。

(5) 计算方法为：特许权使用费、运营费用、运输费用、一般和管理费用、现金利息支出或已实现的金融衍生品收益（亏损）除以适用期内的桶石油当量产量。

在第一季度，我们的经营和财务业绩与全年指导一致。与2023年第一季度相比，我们在2024年第一季度将每股基本份额的产量提高了15％，平均产量为150,620桶桶桶/日（84％为石油和液化天然气）。我们将调整后的每股基本股资金流（1）增加了21％，至4.24亿美元（每股基本股0.52美元），净亏损1,400万美元（每股基本股0.02美元）。

我们的第一季度钻探计划取得了强劲的业绩，因为我们安全高效地执行了公司历史上最大的勘探开发项目。我们钻探了92口井（净钻井82.7口），其中13台钻机处于高峰期，勘探与开发支出总额为4.13亿美元（占全年预算支出的33％）。

我们仍然致力于遵循严格、以回报为基础的资本配置理念，以推动每股回报的增加。我们的2024年的预期保持不变，研发支出为12亿至13亿美元，产量为15万至15.6万桶桶桶/日。根据展望（2），我们预计将在2024年产生约7亿美元的自由现金流（3），所有这些资金预计将在未来三个季度产生。我们打算将50％的自由现金流分配给资产负债表，将50％的自由现金流分配给股东回报，其中包括股票回购和季度分红的组合。

我们2024年强劲的自由现金流状况反映了我们的勘探和开发计划的效率、今年剩余时间的更高预测产量以及加拿大和Eagle Ford原油价格变化的改善。在加拿大，我们受益于跨山管道扩建工程的完成和石油出口能力的增加，这有助于缩小WTI-WCS的利差。在Eagle Ford中，我们的轻油和凝析油生产受益于美国墨西哥湾沿岸的溢价价格。

我们的正常发行人出价允许在截至2024年6月28日的12个月期间内购买多达6,840万股普通股，我们于3月下旬重启了股票回购计划。在2023年6月29日至2024年5月8日期间，我们以2.55亿美元的价格回购了4,700万股普通股，占已发行股份的5.5％，平均每股价格为5.42美元。

季度末之后，我们采取措施延长债务到期日。2024年4月1日，我们完成了本金总额为5.75亿美元的优先无抵押票据的私募发行。这些票据的年利率为7.375％，将于2032年3月15日到期。此次发行的净收益用于赎回本金总额为4.098亿美元的8.75％票据，并偿还我们信贷额度的部分未偿债务。2024年5月9日，我们将信贷额度的到期日延长了两年，至2028年5月。

我们采用严格的大宗商品对冲计划来帮助缓解大宗商品价格变动导致的收入波动。在2024年第一季度，我们的对冲计划产生了500万美元的已实现金融衍生品收益。在2024年的剩余时间里，我们使用双向美元对约40％的原油净敞口进行了套期保值，平均底价为60美元/桶，平均上限价格为96美元/桶。对于2025年上半年，我们使用双向美元对约20％的原油净敞口进行了套期保值，平均底价为60美元/桶，平均上限价格为91美元/桶。我们的金融衍生品合约的完整清单可在我们的2024年第一季度财务报表附注17中找到。

运营

在Eagle Ford，我们在黑油、挥发油和冷凝水热成熟期内继续取得强劲的业绩。在2024年第一季度，我们投入运营了19口井（净额为18.5口），包括15口下鹰福特油井、三口Upper Eagle Ford油井和一口Refrac。

在第一季度，在Lower Eagle Ford的15口油井中，有10口的生产时间足够长，足以确定30天的峰值产量。这些油井的30天平均初始峰值产量为每口油井1,298桶桶油/日（85％的石油和液化天然气）。到2024年，我们的目标是使每完成的侧向英尺的运营钻探和完井成本比2023年提高8％。在我们未运营的伊格尔福特土地上，我们投入了18口（净产3.9口）口井。

我们专注于优化我们的种植面积，并确定了Upper Eagle Ford的开发区域。我们的2024年勘探开发计划包括四口Upper Eagle Ford油井，其中三口在第一季度投产，30天的平均初始峰值产量为每口油井1,214桶桶/日（72％的石油和液化天然气）。我们在第一季度成功完成了对运营面积的折旧（Medina Unit 3H），预计内部回报率将超过100％。已经确定了其他重组机会，以补充我们的资本计划。

(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）2024年的定价假设：WTI——77.50美元/桶；WCS差额——14.50美元/桶；纽约商品交易所天然气——2.40美元/百万英热单位；汇率（加元/美元）——1.36。

(3) 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方法无法比较的特定财务指标。有关更多信息，请参阅本新闻稿中的 “特定财务措施” 部分。

(4) 根据我们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.ca。

在我们的轻油业务部门，我们完成了2024年在彭比纳杜弗奈的钻探计划，扩大了陆地基础并继续在维京进行开发。我们对我们在杜弗奈的两层七井钻探计划的效率感到满意，与2023年相比，该项目的钻探天数（从钻井到钻机释放）缩短了21％，钻探成本提高了10％。三井垫的完工于4月开始，四井垫的完工预计将于6月开始。在维京海域，我们在2024年第一季度投入了46口净井。

此外，我们在现有土地附近净收购了30.75块高质量的杜弗奈土地。这使我们的杜弗奈核心面积达到142个净区。我们认为，该资产提供了大量的经济库存和增长潜力。

在我们的重油业务部门，Peavine的表现继续超出预期，我们一直在跟踪莫林维尔和大冷湖地区的早期勘探成功。我们的克利尔沃特第一季度平均产量为17,599桶/日，较2023年第四季度增长8％。我们在2024年第一季度投产了12口井（净含12.0口），初始油井表现超出了我们的内部类型曲线预期。这12口油井的30天平均初始峰值产量为每口油井915桶/日。

在第一季度，我们跟踪了最近在艾伯塔省莫林维尔成功的重油勘探。我们引进了四口以雷克斯地层（相当于克利尔沃特地层）为目标的多侧水平井。在莫林维尔，我们汇总了大约30块潜在土地，产量已增加到每天超过1,000桶。

在大冷湖地区，我们最近将五口瓦塞卡水平多侧油井投入使用，将瓦塞卡的产量提高到1,000桶/日以上。在垂钓湖，我们成功钻探了两口针对瓦塞卡上游的阶梯式油井，并成功钻探了下瓦塞卡的后续油井。在埃塞尔湖，我们钻探了前两口油井，目标是瓦塞卡河上游，早期的生产率令我们感到鼓舞。我们计划在2024年下半年再增加五口Waseca后续油井。

此外，我们在重油地区完成了13口油井的地层测试计划。研究结果将指导未来的勘探和开发活动。

季度分红

董事会宣布将于 2024 年 7 月 2 日向 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。

附加信息

我们截至2024年3月31日的三个月的简明合并中期未经审计的财务报表以及相关的管理层对经营和财务业绩的讨论与分析可在我们的网站www.baytexenergy.com上查阅，不久将通过SEDAR+的www.sedarplus.ca和EDGAR的www.sec.gov/edgar.shtml上发布。

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 “相信”、“继续”、“估计”、“预期”、“打算”、“可能”、“目标”、“持续”、“展望”、“潜在”、“项目”、“计划”、“应该”、“目标”、“将”、“将” 或暗示未来结果、事件或表现的类似词语来识别。本新闻稿中包含的前瞻性陈述仅代表截至发布之日，并受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方面的前瞻性陈述：我们对未来三个季度将提供可观的自由现金流和有意义的股东回报的预期；2024年：我们的勘探和开发支出和生产指导方针、根据前景预计产生的自由现金流量，以及我们在资产负债表和股东回报（包括股票回购和季度分红）之间对自由现金流的预期分配（包括股票回购和季度分红）；转向严格、基于回报的资本配置理念，以推动每股回报率的提高；我们预计在2024年减少总负债；我们的大宗商品套期保值计划、2024年原油净敞口中对冲的百分比以及该计划缓解大宗商品价格变动导致的收入波动的能力；在鹰福特中：我们有针对性地改善鹰福特每横向英尺的运营钻探和完井成本以及该单位的预期内部回报率 3H refrac；我们认为 Duvernay 的资产提供了巨大的经济库存增长潜力；Duvernay和Viking的钻探和完井计划；我们重油种植面积的地层测试结果将提供指导

未来的探索和开发活动。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，即所描述的储量是以预测或估计的数量存在的，并且将来可以盈利地生产。

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；钻探新油井取得的成功；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；运营成本；我们根据信贷协议的借款能力；及时获得监管和其他运营所需批准的情况活动；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；我们按照目前设想的方式开发原油和天然气财产的能力；我们成功销售石油和天然气的能力；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，其中提议进行修改，此类变更正在按预期通过）。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，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隔缩小相关的风险；开发和运营房产的成本；与实现总债务目标、生产指导、勘探和开发支出指导相关的风险；我们预计产生的自由现金流量；董事会决定的风险分配本文规定的以外的资本；当前或未来的控制措施、立法或法规；对水或其他液体的限制或获取；公众的看法及其对监管制度的影响；关于水力压裂的新法规；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；与之相关的风险第三方经营我们的伊格尔福特房产；与我们的热重质原油项目相关的额外风险；我们在石油和天然气行业与其他组织竞争的能力；我们无法实现温室气体减排强度目标的风险；与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；的影响土著索赔；交易对手违约风险；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，包括市场因素的变化；美国和其他非居民股东的风险，包括执行民事补救措施的能力、申报储量和生产的不同做法、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。提醒读者，上述风险因素清单并不详尽。新的风险因素不时出现，管理层不可能预测所有这些因素，也无法事先评估每个此类因素对我们业务的影响，也无法评估任何因素或因素组合在多大程度上可能导致实际业绩与任何前瞻性陈述中包含的结果存在重大差异。

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向加拿大证券监管机构和美国证券交易委员会提交的截至2023年12月31日的年度讨论和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当前和未来的业务，此类信息可能不适用于其他目的。

本新闻稿包含根据适用的证券法可能被视为财务前景的有关公司潜在财务状况的信息，包括但不限于我们的2024年发展支出指导；我们预期的2024年自由现金流；以及我们分配年度自由现金流的意图；所有这些都受许多假设、风险因素、限制和条件的约束，包括上述段落中规定的假设、风险因素、限制和条件。公司的实际经营业绩和由此产生的财务业绩将与本新闻稿中规定的金额有所不同，这种差异可能是重大的。本信息仅供参考，未来期间的预算和预测是推测性的，受各种突发事件的影响，可能不适合用于其他目的。因此，不能将这些估计数作为未来结果的指标。除非适用的证券法要求，否则公司没有义务更新此类财务展望，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。本新闻稿中包含的财务展望是截至本新闻稿发布之日发布的，目的是提供有关公司未来潜在业务运营的更多信息。请读者注意，本新闻稿中包含的财务前景尚不确定，可能会发生变化。

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。

除非另有说明，否则本新闻稿中的所有金额均以加元表示。

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、运营净回值、营运资金短缺、平均特许权使用费率和扣除混合和其他费用后的总销售额），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。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报告发行人提出的类似指标的计算相提并论。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。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，扣除混合和其他费用

扣除混合和其他费用后的总销售额表示一段时间内产量产生的收入。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。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。

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的能力。运营净回值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。

下表汇总了扣除混合和其他费用后的总销售额以及运营净回值与石油和天然气销售额。

(1) 已实现的金融衍生品收益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。

营运资金缺乏

营运资金短缺按现金、贸易应收账款、预付账款和其他资产计算，扣除应付贸易应付账款、应付股息、其他长期负债和基于股份的补偿负债。管理层利用营运资金不足来衡量公司的流动性。截至2024年3月31日，公司拥有6.386亿澳元的可用信贷额度能力，以弥补任何营运资金缺口。

下表汇总了营运资金短缺的计算。

非公认会计准则财务比率

总销售额，每桶油减去混合费用和其他费用

总销售额（扣除混合费用和每桶石油当量的其他费用）用于将我们的已实现价格与适用的基准价格进行比较，计算方法是总销售额，扣除混合费用和其他费用，除以适用时期内的桶油当量产量。

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等于营业净回值（非公认会计准则财务指标）除以适用时期内的桶油当量销售量，用于评估我们按产量计算的经营业绩。

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。

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筹集资金以及结算放弃债务的能力。调整后的资金流由经营活动的现金流组成，这些现金流根据适用期间的非现金营运资金、已结算的资产报废债务和交易成本的变化进行了调整。

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。

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换算成一桶石油的换算率计算的。英国央行可能会产生误导，特别是如果单独使用。英国央行将六千立方英尺的天然气与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，并不代表井口的等值值。

此处提及的30天平均初始产量和其他短期产量有助于证实碳氢化合物的存在，但是，这种生产率并不能决定此类油井的开始生产和此后的下降速度，也不能表示长期表现或最终恢复情况。尽管令人鼓舞，但提醒读者不要依赖此类利率来计算我们的总产量或提供此类利率的资产。尚未对所有油井进行压力瞬态分析或油井测试解释。因此，我们警告说，应将测试结果视为初步结果。

在本新闻稿中，“石油和液化天然气” 是指NI 51-101定义的重质原油、沥青、轻质和中质原油、致密油、凝析油和液化天然气（“NGL”）产品类型。下表显示了截至2024年3月31日的三个月中，Baytex的分解产量。NI 51-101 产品类型包括：“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，“NGL”-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，总部设在艾伯塔省卡尔加里，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伊格尔福特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：

布莱恩·埃克托，资本市场与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