附录 99.2

BAYTEX 能源公司

管理层的讨论与分析

在截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月中

日期：2023年7月27日

以下是管理层对Baytex Energy Corp. 截至2023年6月30日的三个月和六个月的运营和财务业绩的讨论和分析（“MD&A”）。该信息是截至2023年7月27日提供的。在本MD&A中，提及 “Baytex”、“公司”、“我们” 和 “我们的” 以及类似术语的合并指Baytex Energy Corp. 及其子公司，除非上下文另有要求。已将截至2023年6月30日的三个月和六个月（“2023年第二季度” 和 “2023年年初至今”）的业绩与截至2022年6月30日的三个月和六个月（“2022年第二季度” 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6月30日的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6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月、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以及随附的附注以及截至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.sedar.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。

第二季度亮点

业务合并

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。

2023年第二季度的运营和财务业绩包括从2023年6月20日截止日期到2023年6月30日的Ranger业务。截至2023年第二季度和2023年年初至今，这些物业的产量分别贡献了约7,500桶/日和3,800桶/日的产量。两家公司于2023年第二季度开始整合，运营继续符合对Baytex和Ranger传统资产的预期。此次合并的资金主要来自现金和股票。

除了承担Ranger11亿美元的净负债外，我们还发行了3.114亿股普通股，支付了7.328亿美元的现金对价。本次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额度以及发行将于2030年到期的8亿美元优先无抵押票据的净收益提供资金。我们于2023年4月27日完成了本金8亿美元的优先无抵押票据发行，合并完成时所得款项将从托管处发放。

第二季度经营和财务业绩

Baytex在2023年第二季度实现了强劲的运营和财务业绩。2023年第二季度的产量为89,761只boe/d，这反映了与Ranger的合并以及我们在美国和加拿大的成功开发计划所做的产量贡献。野火影响了我们在艾伯塔省的业务，导致产量暂时减少，使2023年第二季度的产量减少了约4,500桶/日。我们在勘探和开发支出上投资了1.707亿美元，并在2023年第二季度创造了9,630万美元的自由现金流（1）。

2023年第二季度的勘探和开发支出总额为1.707亿美元。在美国，我们在2023年第二季度投资了7,430万美元，其中包括在2023年6月20日至2023年6月30日收购后在我们运营的鹰福特物业上的3,410万美元支出。2023年第二季度，美国的平均产量为33,887桶/日，而2022年第二季度为28,170桶/日。美国产量的增长是由于从Ranger手中收购的房产对产量的贡献，Ranger在2023年第二季度增加了7,500桶/日。与2022年第二季度相比，我们在美国的非运营物业的产量略有下降，我们的总面积有所下降。2023年第二季度，我们在加拿大投资了9,640万美元，主要用于轻油开发，其中包括预计将在第三季度投产的六口杜弗奈油井的完井活动。2023年第二季度，加拿大的平均产量为55,874桶/日，而2022年第二季度为54,919桶/日。2023年第二季度的产量反映了艾伯塔省野火导致产量暂时减少，该期间的产量减少了约4500桶/日。野火没有对我们的运营或资产造成重大实际损失。

由于担心各国央行继续提高利率以应对通货膨胀，经济放缓会导致对原油的需求减少，油价在2023年第二季度下跌。2023年第二季度，WTI和WCS差价基准平均为每桶73.78美元和15.07美元，而2022年第二季度分别为每桶108.41美元和12.80美元。2023年第二季度调整后的资金流（2）为2.736亿美元，经营活动现金流为1.923亿美元，这反映了大宗商品价格低于2022年第二季度，当时我们产生的调整后资金流为3.457亿美元，来自经营活动的现金流为3.6亿美元。

截至2023年6月30日的净负债（2）为28亿美元，高于2022年12月31日的9.874亿美元，这是由于与Ranger合并时支付的现金对价和假设的净负债。在合并完成的同时，我们将股东回报提高到自由现金流的50％，这将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发行人竞标，以进行股票回购计划，最高可占我们公众持股量的10％。从2023年6月30日到2023年7月26日，我们以平均每股4.59美元的价格回购了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”。

(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。

2023 年指南

在与Ranger合并后，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。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，预计将产生12.05万至12.2万桶/日的产量。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％的轻油，22％的重油和12％的液化天然气）和16％的天然气煤气。

下表总结了我们对2023年生产、勘探和开发支出的指导方针。

我们更新了2023年全年成本假设，以反映对Ranger的收购。运营费用预期下降了13％，以反映游骑兵资产的低现金成本结构，一般和管理费用按英国央行计算增加了10％，以反映与游骑兵人员相关的成本，而由于与收购Ranger相关的债务增加以及我们的信贷额度利率上升，利息支出指引更高。

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) 正如2022年12月7日宣布的那样。

(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年第二季度的产量为89,761桶/日，2023年年初至今的产量为88,269桶/日，而2022年第二季度为83,090桶/日，2022年年初至今为81,985桶/日。2023年第二季度和2023年年初至今的产量高于2022年同期，这主要是由于与Ranger的合并于2023年6月20日结束，使2023年第二季度的产量增加了约7,500桶/日，2023年年初至今的产量增加了3,800桶/日。

在加拿大，2023年第二季度的产量为55,874桶/日，2023年年初至今的产量为58,249桶/日，而2022年第二季度为54,919桶/日

2022年年初至今为54,156 boe/d。我们成功的开发计划以及我们在Peavine的Clearwater资产的强劲油井表现使2023年第二季度的产量与2022年同期相比增长了955桶/日，2023年年初至今的产量增长了4,093桶/日。2023年第二季度的产量反映了艾伯塔省西北部野火的影响，野火导致暂时停产，使2023年第二季度的产量减少了约4500桶/日。

在美国，2023年第二季度的产量为33,887桶/日，2023年年初至今的产量为30,020桶/日，而2022年第二季度为28,170桶/日

2022年年初至今为27,828个英国央行/日。与2022年相比，2023年的产量增长主要是由于与Ranger合并的产量贡献使2023年第二季度的产量增加了约7,500桶/日，使2023年年初至今的产量增加了3,800桶/日。收购的Eagle Ford资产的产量约为70％，主要用于高净值轻质油，主要用于运营。美国2023年第二季度和2023年年初至今的业绩（不包括与Ranger的合并）符合预期，反映了我们未运营的Eagle Ford物业的开发活动减少。

2023年年初至今的总产量为88,269桶/日，符合预期，我们预计2023年下半年的产量为15.3万至15.7万桶/日，2023年为12.500-12.2万桶/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

由于各国央行继续提高利率以应对通货膨胀，以及对经济活动和原油需求放缓的预期，全球原油基准价格在2023年第二季度和2023年年初至今走低。因此，WTI基准价格在2023年第二季度为73.78美元/桶，2023年年初至今为74.96美元/桶，而2022年第二季度和2022年年初至今，由于俄罗斯入侵乌克兰导致全球供应的不确定性，WTI原油价格上涨，平均价格分别为每桶108.41美元和101.35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”）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。2023年第二季度MEH基准价格平均为75.01美元/桶，2023年年初至今为76.22美元/桶，低于2022年第二季度的112.41美元/桶和2022年年初至今的104.56美元/桶。由于进入全球市场，MEH基准指数的交易价格高于WTI。2023年第二季度和2023年年初至今的MEH基准溢价为每桶1.23美元和1.26美元/桶，而2022年第二季度和2022年年初至今的保费分别为每桶4.00美元和3.21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年两个时期的溢价均低于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。根据加拿大西部的产量水平以及北美炼油厂的需求，加拿大油价与WTI的差异各时期波动。与2022年相比，加拿大2023年的石油差异有所扩大，这是由于计划内和计划外的炼油厂维护导致需求减少，以及美国战略石油储备创纪录的发布后供应增加。

我们将加拿大轻油生产的价格与埃德蒙顿的基准油价进行了比较。埃德蒙顿2023年第二季度平均面值为95.13美元/桶，2023年年初至今为97.09美元/桶，而2022年第二季度为每桶137.79美元，2022年年初至今为每桶126.72美元。2023年第二季度，埃德蒙顿面值的交易价格比WTI折扣为2.95美元/桶，2023年年初至今为2.91美元/桶，而2022年第二季度的折扣为每桶0.47美元，2022年年初至今的折扣为每桶1.68美元。

我们将加拿大重油生产的价格与WCS重油基准进行了比较。2023年第二季度和2023年年初至今的WCS重油平均价格分别为78.85美元/桶和74.16美元/桶，而2022年同期为每桶122.05美元和每桶111.48美元。2023年第二季度WCS重油差价为15.07美元/桶，2023年年初至今为19.92美元/桶，而2022年第二季度的折扣为每桶12.80美元，2022年年初至今的折扣为13.67美元/桶。

天然气

与2022年相比，北美天然气需求减少导致价格下跌，这受到地缘政治因素的影响，这些因素导致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年第二季度平均为2.10美元/百万英热单位，2023年年初至今为2.76美元/百万英热单位，而2022年第二季度为7.17美元/百万英热单位，2022年年初至今为6.06美元/百万英热单位。

在加拿大，我们获得基于AECO基准的天然气定价，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。AECO基准指数在2023年第二季度平均为2.35美元/立方英尺，2023年年初至今为3.34美元/立方英尺，低于2022年第二季度的6.27美元/立方英尺和2022年年初至今的5.43美元/立方英尺。

下表比较了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的精选基准价格和我们的平均已实现售价。

(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

扣除混合和其他费用后，2023年第二季度我们的总销售额（1）为每桶66.82美元，2023年年初至今为65.18美元/桶，而2022年第二季度为105.44美元/桶，2022年年初至今为96.34美元/桶。在加拿大，我们2023年第二季度每桶66.34美元的已实现价格为38.57美元，低于2022年第二季度的104.91美元/英国央行。我们在美国的已实现价格在2023年第二季度为67.60美元/英国央行，低于2022年第二季度的106.48美元/英国央行每桶38.88美元。与2022年同期相比，北美基准油价下跌是导致我们在加拿大和美国业务在2023年第二季度和2023年年初至今的已实现定价降低的主要因素。

我们将加拿大的轻油实现价格与埃德蒙顿的平均基准价格进行了比较。我们在2023年第二季度实现的轻油和凝析油价格（2）为93.98美元/桶，2023年年初至今为96.74美元/桶，而2022年第二季度为135.29美元/桶，2022年年初至今为124.05美元/桶。我们2023年第二季度和2023年年初至今的已实现轻油和凝析油价格下跌主要是基准价格下跌的结果，这意味着2023年第二季度和2023年年初至今的埃德蒙顿面值分别为1.15美元/桶和0.35美元/桶的折扣，低于2022年第二季度的2.50美元/桶和2022年年初至今的2.67美元/桶的折扣，这是由于我们在萨斯喀彻温省的维京轻油产量的已实现定价强劲。

我们将美国轻质油和凝析油生产的价格与MEH基准进行了比较。我们在2023年第二季度实现的轻质油和凝析油平均价格为97.55美元/桶，2023年年初至今为99.96美元/桶，而2022年第二季度为141.14美元/桶，2022年年初至今为131.77美元/桶。以美元计算，我们2023年第二季度已实现的轻质油和凝析油价格为72.63美元/桶和2023年年初至今的74.18美元/桶，这意味着2023年第二季度和2023年年初至今的MEH折扣分别为2.38美元/桶和2.04美元/桶，而2022年第二季度的折扣为1.85美元/桶，2022年年初至今的折扣为0.92美元/桶。

扣除混合和其他费用后，我们的已实现重油价格 (1) 在2023年第二季度平均为66.45美元/桶，2023年年初至今为58.69美元/桶，而2022年第二季度为111.18美元/桶，2022年年初至今为每桶101.01美元。与2022年第二季度和2022年年初至今相比，我们在2023年第二季度和2023年年初至今实现的重油（扣除混合和其他支出）分别下降了44.73美元/桶和42.32美元/桶，而同期WCS基准价格下降了43.20美元/桶和37.32美元/桶。我们的已实现价格跌幅超过基准价格，这是由于与2022年同期相比，2023年两个时期的单位混合成本都高于WCS基准。

根据我们液化天然气交易量的产品组合以及标的产品的市场价格变化，我们已实现的液化天然气价格占WTI的百分比可能因时期而异。我们在2023年第二季度实现的液化天然气价格 (2) 为每桶25.71美元，占WTI（以加元计算）的26％，2023年年初至今为29.29美元/桶，占WTI的29％（以加元表示），而2022年第二季度为48.83美元/桶或WTI（以加元表示）的35％，为每桶45.85美元，占WTI的36％（以加元计算）在 2022 年年初至今。由于与2022年同期相比，对液化天然气产品的需求减少，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年第二季度和2023年年初至今有所下降。

我们将我们在美国的天然气实际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，这些价格与相关的月度指数价格独立波动。我们在加拿大的已实现天然气价格（2）在2023年第二季度为2.64美元/立方英尺，2023年年初至今为3.12美元/立方英尺，而2022年第二季度为7.01美元/立方英尺，2022年年初至今为5.84美元/立方英尺。在美国，我们2023年第二季度的已实现天然气价格为1.88美元/立方英尺，2023年年初至今为2.40美元/立方英尺，而2022年第二季度为7.04美元/立方英尺，2022年年初至今为5.91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月度和纽约商品交易所月度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年第二季度的总销售额（扣除混合和其他支出）为5.458亿美元，较2022年第二季度公布的7.973亿美元减少了2.515亿美元，而2023年年初至今的总销售额（扣除混合和其他支出）为10亿美元，较2022年年初至今公布的14亿美元减少了3.882亿美元。与2022年同期相比，2023年两个时期的总销售额均有所下降，这反映了基准价格的降低，这足以抵消我们成功的开发计划带来的产量增长以及Ranger资产的贡献。

在加拿大，扣除混合和其他费用后，2023年第二季度的总销售额为3.373亿美元，较2022年第二季度公布的5.243亿美元减少了1.870亿美元。石油和天然气总销售额下降是由于2023年第二季度的已实现定价低于2022年第二季度，导致扣除混合和其他支出的总销售额减少了1.961亿美元，而产量的增加导致总销售额（扣除混合和其他支出）与2022年第二季度相比增加了910万美元。较低的基准价格是导致我们总销售额（扣除混合和其他支出）的主要因素，从2022年年初至今的9.366亿美元降至2023年年初至今的6.632亿美元。

在美国，2023年第二季度的石油和天然气销售额为2.085亿美元，较2022年第二季度公布的2.730亿美元减少了6,450万美元。与2022年第二季度相比，2023年第二季度的产量增加导致总销售额增加了5,540万美元，但实际定价的降低足以抵消这一增长，这导致2023年第二季度的总销售额与2022年第二季度相比减少了1.199亿美元。尽管2023年年初至今的产量与2022年年初相比，2023年年初至今的产量有所增加，但2023年年初至今的已实现定价下降导致2023年年初至今的石油和天然气销售额为3.782亿美元，而2022年年初至今为4.931亿美元。

特许权使用费

特许权使用费支付给各政府实体以及土地和矿权所有者。特许权使用费是根据总收入或运营净值减去特定重油项目的资本投资计算的，通常以扣除混合和其他费用的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地区或司法管辖区。下表汇总了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六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。

2023年第二季度的特许权使用费为1.079亿美元，占总销售额的19.8％，扣除混合和其他费用，而2022年第二季度为1.716亿美元，占21.5％。2023年年初至今的特许权使用费总额为2.012亿美元，占总销售额的19.3％，扣除混合和其他费用，而2022年年初至今为2.943亿美元，占20.6％。与2022年同期相比，2023年两个时期的特许权使用费总额下降主要是由于基准价格降低以及我们在加拿大生产的特许权使用费率降低。我们2023年第二季度的特许权使用费率为19.8％，2023年年初至今为19.3％，低于2022年第二季度的21.5％和2022年年初至今的20.6％。

我们在2023年第二季度的加拿大特许权使用费为14.0％，2023年年初至今为13.7％，低于2022年第二季度的17.4％和2022年至今的15.9％，这是由于基准大宗商品价格的下跌导致我们在2023年加拿大房地产的特许权使用费率低于2022年。在美国，特许权使用费平均分别占2023年第二季度和2023年年初至今总销售额的29.1％，略低于2022年第二季度和2022年年初至今的29.5％，这是由于收购的Ranger资产贡献了产量，与我们传统的非运营的鹰福特资产相比，其特许权使用费率较低。

我们2023年年初至今的平均特许权使用费率为19.3％，符合预期，我们已将2023年的年度预期更新为21.0-22.0％，这反映了从Ranger收购的房产的特许权使用费率，其特许权使用费率高于我们的公司平均水平。

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年第二季度的总运营支出为1.194亿美元（14.62美元/英国央行），2023年年初至今的总运营支出为2.318亿美元（14.51美元/英国央行），而2022年第二季度为1.074亿美元（合14.21美元/英国央行），2022年年初至今为2.082亿美元（每桶14.03美元）。与2022年相比，2023年两个时期的运营支出总额和每股收益均有所增加，这反映了我们2023年整个业务的产量和成本上涨幅度。

在加拿大，2023年第二季度的运营支出为9140万美元（合17.97美元/英国央行），2023年年初至今的运营支出为1.825亿美元（合17.31美元/英国央行），而2022年第二季度的运营支出为8,250万美元（每桶16.5美元），2022年年初至今为1.61亿美元（16.43美元/英国央行）。由于产量增加以及通货膨胀导致的每英国央行成本略有增加，加拿大的总运营支出有所增加。

美国2023年第二季度的运营支出为2,810万美元（每桶911美元），2023年年初至今为4,930万美元（每桶9,08美元），而2022年第二季度为2,500万美元（每桶973美元），2022年年初至今为4,720万美元（每桶937美元）。由于2023年修井活动减少，我们在2023年第二季度以美元表示的每单位运营费用为6.78美元/英国央行，2023年年初至今为6.74美元/英国央行，低于2022年第二季度的7.62美元和2022年年初至今的7.37美元/英国央行。

2023年年初至今的运营支出为14.51美元，符合预期，我们已将2023年的年度指导区间更新为12.25美元至12.75美元/桶，这反映了Ranger资产较低的运营成本结构。

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。

下表比较了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的交通费用。

(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年第二季度的运输支出为1,460万美元（每桶178美元），2023年年初至今为3160万美元（1.98美元/英国央行），而2022年第二季度为1180万美元（1.56美元/英国央行），2022年年初至今为2,100万美元（每桶1.41美元）。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费率提高，2023年第二季度和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年第二季度和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年年初至今的每单位运输费用为1.98美元/桶符合预期，我们已将年度指导区间更新为2.00美元至2.10美元/桶，以反映与从Ranger收购的房产相关的增量运输成本。

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年第二季度混合和其他支出为5,300万美元，2023年年初至今为1.127亿美元，而2022年第二季度为5,690万美元，2022年年初至今为9,830万美元。混合和其他支出的增加主要是由于2023年年初至今的重油产量和管道出货量相对于2022年年初至今有所增加，而由于艾伯塔省野火造成的重油产量减少，2023年第二季度与2022年第二季度持平。

金融衍生品

作为我们正常运营的一部分，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，这些合约旨在部分降低我们收入的波动性。在此期间结算的合约根据市场价格与合约价格和名义未偿交易量相比得出已实现的损益。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作为该期间的未实现损益列报。下表汇总了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的金融衍生品合约业绩。

我们记录的2023年第二季度金融衍生品总亏损为300万美元，2023年年初至今的收益为1160万美元，而2022年第二季度的亏损为6,530万美元，2022年年初至今的亏损为3.059亿美元。2023年第二季度实现的金融衍生品收益为1,640万美元，2023年年初至今为2180万美元，这主要是由于原油和天然气的市场价格跌至低于衍生品合约中设定的水平。2023年第二季度的未实现亏损1,940万美元和2023年年初至今的1,020万美元反映了预测原油定价的变化，这些变化用于重估我们在2023年6月30日签订的原油合约中未结算的未结算名义交易量，相对于2023年3月31日和2022年12月31日。截至2023年6月30日，我们的金融衍生品合约的公允价值为2460万美元的净资产，而截至2023年3月31日的净资产为1,930万美元，截至2022年12月31日的净负债为1,010万美元。

截至2023年7月27日，我们有以下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) 2023年6月30日之后签订的合同。

运营净回报

下表汇总了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月中，我们在加拿大和美国的业务按每个BOE计算的运营净回值。

(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下调，导致扣除特许权使用费后的每单位销售额下降，2023年第二季度的营业净回值为37.21美元/英国央行每桶37.21美元，而2022年第二季度为66.98美元/英国央行每股收益为61.07美元。由于通货膨胀导致每位英国央行的运营和运输成本上升，2023年第二季度的运营和运输总支出为16.40美元/英国央行，2023年年初至今为16.49美元，高于2022年第二季度的15.77美元/英国央行每桶15.44美元。2023年第二季度包括金融衍生品已实现收益（亏损）在内的营业净回值为39.21美元/英国央行每股收益为37.46美元，而2022年第二季度为50.57美元/英国央行，2022年年初至今为47.03美元/英国央行。

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。

下表汇总了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的并购费用。

(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年第二季度的并购支出为1,520万美元（合187美元/英国央行），2023年年初至今为2,700万美元（每桶169美元），而2022年第二季度为1160万美元（1.54美元/英国央行），2022年年初至今为2330万美元（每桶15.5美元）。由于与Ranger合并相关的人员配备水平和整合成本增加，2023年第二季度和2023年年初至今的并购支出与预期一致，高于2022年同期。2023年年初至今的并购支出为1.69美元/英国央行，符合预期，我们的8000万美元（合1.80美元/英国央行）的年度指导反映了与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。

下表汇总了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的融资和利息支出。

(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年第二季度的融资和利息支出为3,450万美元（合4.22美元/英国央行），2023年年初至今为5,820万美元（合3.64美元/英国央行），而2022年第二季度为2710万美元（合3.58美元/英国央行），2022年年初至今为5,130万美元（合346美元/英国央行）。与2022年相比，2023年的利息成本更高，这反映了与Ranger合并导致的额外未偿债务以及利率的上升。

2023年第二季度的现金利息为2,830万美元（每桶346美元），2023年年初至今的现金利息为4,660万美元（合2.92美元/英国央行），而2022年第二季度的现金利息为2,050万美元（每桶2.71美元），2022年年初至今为4,090万美元（每桶276美元）。与2022年同期相比，2023年两个时期的现金利息均有所增加，这反映了与Ranger合并导致的额外未偿债务，包括发行本金总额为8亿美元的长期票据。2023年第二季度和2023年年初至今，我们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还的本金增加。适用于我们信贷额度的加权平均利率在2023年第二季度为6.8％，2023年年初至今为6.5％，高于2022年第二季度和2022年年初至今的2.6％。

由于2023年两个时期都采用了更高的贴现率，2023年第二季度的资产报废义务增加了440万美元，2023年年初至今的920万美元高于2022年第二季度的390万美元和2022年年初至今的700万美元。由于2023年年初至今大部分时间的未偿债务发行成本降低，2023年两个时期的债务发行成本增长均低于2022年同期。

我们已将2023年的现金利息年度预期更新为1.5亿美元（合3.38美元/boe），这反映了与Ranger合并相关的增量债务以及我们信贷额度的更高利率。

勘探和评估费用

勘探和评估（“E&E”）费用与租约到期以及未证明商业可行性和技术可行性的勘探计划的费用取消确认有关。电气费用将有所不同，具体取决于租约到期的时间、即将到期的租约的累积成本以及与公司勘探计划相关的经济事实和情况。2023年第二季度的勘探和评估费用为40万美元，2023年年初至今为50万美元，而2022年第二季度为720万美元，2022年年初至今为1,080万美元。

损耗和贬值

耗尽和折旧费用因公司石油和天然气资产的账面金额、探明金额加上可能的储量以及该期间的生产率而异。下表汇总了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六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年第二季度的损耗和折旧费用为1.761亿美元（合21.56美元/英国央行），2023年年初至今为3.421亿美元（合21.42美元/英国央行），而2022年第二季度为1.423亿美元（合18.82美元/英国央行），2022年年初至今为2.831亿美元（19.08美元/英国央行）。与2022年第二季度和2022年年初至今相比，2023年第二季度和2023年初至今的总损耗和折旧费用以及每只英国央行的损耗和折旧总额均有所增加，这是由于截至2022年12月31日记录的2.452亿美元的减值逆转，以及归因于探明储量加上可能储备的未来开发成本增加，导致2023年我们的石油和天然气资产的可耗尽基础更高。2023年第二季度和2023年年初至今的耗尽支出还包括2023年6月20日收盘后从Ranger手中收购的石油和天然气资产的枯竭。

减值

截至2023年6月30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。

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”）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，以及Ranger于2023年6月承担的基于股份的薪酬计划。中英国际银行与股票结算奖励相关的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。中英银行与现金结算奖励相关的支出在奖励归属期内的净收益或亏损中确认，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。负债在每个报告日都会重新计量，并根据我们股价的变化导致中英国际银行的支出或回收。

我们记录的2023年第二季度SBC支出为1,690万美元，2023年年初至今为2670万美元，而2022年第二季度为290万美元，2022年年初至今为690万美元。中英国际银行2023年第二季度和2023年年初至今的支出包括与Ranger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。薪酬奖励的定期支出被视为现金支出，因为我们打算在Baytex作为股东回报计划的一部分回购股票的同时，以现金结算当前未偿还和未来的奖励。

2023年第二季度SBC的现金支出为70万美元，这反映了我们截至2023年6月30日的股价与2023年3月31日相比有所下跌，这导致中英国际银行的现金支出低于2022年第二季度的260万美元，当时我们在股票总回报互换下的名义未偿金额更高。在2023年第一季度，我们减少了权益总回报互换的名义金额，以匹配延期股份单位计划下未偿还的奖励数量，我们之前的目标是相当于所有未偿还的现金结算奖励的90-100％左右。2023年年初至今，中英国际银行的现金支出为1,050万美元，高于2022年年初至今的480万美元，这是因为我们在2023年第一季度将2022年业绩的1.5倍绩效系数应用于绩效奖励。

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年第二季度录得1190万美元的外汇收益，2023年年初至今的外汇收益为1,200万美元，而2022年第二季度的亏损为2770万美元，2022年年初至今的亏损为1,340万美元。

2023年第二季度未实现的外汇收益为1,290万美元，2023年年初至今为1,310万美元，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6月30日加元兑美元与2023年3月31日和2022年12月31日相比走强。加元兑美元疲软导致2022年第二季度和2022年年初至今出现未实现的外汇亏损，这与我们在2022年6月30日未偿还的长期票据报告金额与2022年3月31日和2021年12月31日相比的变化有关。

已实现的外汇损益将根据我们在加拿大业务的日常美元计价交易的金额和时间而波动。我们记录的2023年第二季度已实现的外汇亏损为90万美元，2023年年初至今的已实现外汇亏损为110万美元，而2022年第二季度的亏损为20万美元，2022年年初至今的亏损为40万美元。

所得税

2023年第二季度的当期所得税支出为140万美元，2023年年初至今为250万美元，而2022年第二季度为110万美元，2022年年初至今为210万美元。

我们记录的2023年第二季度递延所得税退税额为1.784亿美元，2023年年初至今为1.628亿美元，而2022年第二季度的支出为3,990万美元，2022年年初至今的回收额为2740万美元。2023年第二季度和2023年年初至今的递延税收回主要与2023年第二季度收购Ranger的交易重组的影响有关，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，拒绝扣除与2011年至2015年所得税计算相关的5.91亿美元非资本损失。2016年9月，我们向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月中旬，我们收到了CRA上诉庭的来信，提议确认重新评估。我们仍然相信我们最初的纳税申报是正确的，并打算通过上诉程序为这些纳税申报辩护。

净收入和调整后的资金流

下表列出了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六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年第二季度创造了2.736亿美元的调整后资金流，2023年年初至今的调整后资金流为5.106亿美元，而2022年第二季度为3.457亿美元，2022年年初至今为6.253亿美元。调整后资金流减少的主要原因是营业净回值减少，与2022年同期相比，2023年第二季度减少了2.027亿美元，2023年年初至今减少了3.294亿美元，这是由于大宗商品价格下跌导致扣除特许权使用费后的收入减少。2023年第二季度金融衍生品的已实现收益1,640万美元和2023年年初至今的2180万美元部分抵消了营业净回值的减少，与2022年第二季度和2022年年初至今相比，分别增加了1.404亿美元和2.302亿美元，当时我们录得已实现亏损。我们报告的2023年第二季度净收入为2.136亿美元，2023年年初至今为2.65亿美元，而2022年第二季度的净收入为1.81亿美元，2022年年初至今的净收入为2.378亿美元。

其他综合收益（亏损）

其他综合收益或亏损包括不计入净收益或亏损的美国净资产的外币折算调整。2023年第二季度外币折算亏损4,650万美元，2023年年初至今为4,700万美元，这与我们的美国净资产价值变化有关，也是由于截至2023年6月30日加元兑美元与2023年3月31日和2022年12月31日相比走强。截至2023年6月30日，加元/美元的汇率为1.3238加元/美元，而2023年3月31日为1.3528加元/美元，2022年12月31日为1.3534加元/美元。

资本支出

截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的资本支出汇总如下。

2023年第二季度的勘探和开发支出为1.707亿美元，2023年年初至今为4.043亿美元，而2022年第二季度为9,660万美元，2022年年初至今为2.505亿美元。2023年第二季度和2023年年初至今的勘探和开发支出反映了开发活动的增加以及导致2022年同期相关成本上涨的通货膨胀压力，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年第二季度的勘探和开发支出为9,640万美元，2023年年初至今为2.81亿美元，而2022年第二季度为5190万美元，2022年年初至今为1.78亿美元。2023年第二季度的钻探和完井支出为7,750万美元，2023年年初至今为2.325亿美元，这反映了轻油和重油开发活动与2022年第二季度和2022年同期相比有所增加，当时我们的支出分别为3,730万美元和1.443亿美元。2023年年初至今，我们还在设施上投资了2,830万美元，在土地、地震和其他支出上投资了2,020万美元。

美国2023年第二季度的勘探和开发总支出为7,430万美元，2023年年初至今为1.233亿美元，而2022年第二季度为4,480万美元，2022年年初至今为7,240万美元。2023年第二季度和2023年年初至今的勘探和开发活动包括2023年6月20日至2023年6月30日收购完成后从Ranger手中收购的房产的3,410万美元开发活动支出。不包括对Ranger的收购，美国的勘探和开发支出在2023年第二季度和2023年年初至今保持稳定，这反映了通货膨胀导致的成本略高以及与2022年同期相比加元疲软。

我们在2023年年初至今的勘探和开发支出符合预期，我们现在预计2023年全年支出为10.05亿至10.45亿美元，这反映了我们从Ranger手中收购的伊格尔福特运营物业的支出。

资本资源和流动性

我们的资本管理目标是保持灵活的资本结构和足够的流动性来源，以执行我们的资本计划，同时履行我们的短期和长期承诺。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2023年6月30日，我们的资本结构由股东资本、长期票据、贸易和其他应收账款、贸易和其他应付账款、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。

我们业务的资本密集性质要求维持足够的流动性来源，为正在进行的勘探和开发提供资金。我们的资本资源主要包括调整后的资金流、可用的信贷额度以及剥离石油和天然气资产所得的收益。

为了维持运营和支持我们的长期计划，管理债务水平是我们的首要任务。截至2023年6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Ranger合并后假设的净负债为11亿美元。该交易的现金部分由Baytex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以及发行将于2030年到期的8亿美元优先无抵押票据的净收益提供资金。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发行，合并完成后所得款项将从托管中发放。

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的出价（“NCIB”），并于2023年7月开始回购普通股。在2023年第二季度之后直到2023年7月26日，我们已花费2140万美元回购和注销470万股普通股。2023年7月27日，董事会宣布向2023年9月15日登记在册的股东派发每股0.0225加元的季度现金股息，该股息将于2023年10月2日支付。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6月30日，我们的信贷额度下未偿还的借款本金为9.869亿美元。我们的信贷额度包括11亿美元的循环信贷额度（“循环贷款”）和1.5亿美元的非循环定期贷款（“定期贷款”）（统称 “信贷额度”）。

2023年6月20日，我们修改了信贷额度，以促进合并时支付的现金对价，并承担Ranger的净负债。周转基金增至11亿美元，并于2026年4月1日到期。循环融资是有担保的，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Baytex的全资子公司Baytex Energy USA, Inc.的4,500万美元运营贷款和2.55亿美元的银团循环贷款。定期贷款有抵押并于2025年6月20日到期。修订后的信贷额度包含一项额外的财务契约，即债务总额与银行息税折旧摊销前利润的最高比率为4. 0:1.0，并将利息覆盖范围的最低比率提高到3. 5:1.0（从2. 0:1.0）。

信贷额度不是借款基础贷款，也不需要每年或每半年进行一次审查。在到期前不需要强制性本金还款，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。循环贷款下的预付款可以用加拿大或美国的基金提取，并按银行的最优惠贷款利率、银行承兑贴现率或担保隔夜融资利率（“SOFR”）以及适用的利润率计息。定期贷款下的预付款可以用美国资金提取，并按银行的担保隔夜融资利率（“SOFR”）加上适用的利率计息。

2023年第二季度信贷额度的加权平均利率为6.8％，2023年年初至今为6.5％，而2022年第二季度和2022年年初至今分别为2.8％和2.6％。与2022年相比，随着2023年政府基准利率的提高，我们的信贷额度利率有所提高。

截至2023年6月30日，Baytex有1,680万美元的未偿信用证，其中1,550万美元属于2000万美元的未承付无抵押活期循环信用证额度（2022年12月31日——未偿还1,570万美元）。该贷款下的信用证由加拿大出口发展部担保，不使用信贷额度下的可用容量。

与信贷额度有关的协议和相关的修正协议可在SEDAR网站www.sedar.com上查阅。

（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

下表汇总了截至2023年6月30日适用于信贷额度的财务契约以及我们遵守这些契约的情况。

(1) “优先担保债务” 是根据信贷额度协议计算的，定义为信贷协议中确定的信贷额度和其他有担保债务的本金。截至2023年6月30日，我们的优先担保债务为9.869亿美元。

(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、某些特定的未实现和非现金交易的净收益或亏损，并基于过去十二个月的基准计算，包括重大收购的影响，就好像这些收购发生在十二个月期初一样。截至2023年6月30日的十二个月中，银行息税折旧摊销前利润为21亿美元。

(3) “利息覆盖率” 是根据信贷额度协议计算的，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2023年6月30日的十二个月中，融资和利息支出为1.558亿美元。

(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6月30日，我们的总债务为26亿美元。

长期票据

截至2023年6月30日，我们有两次未偿还的长期票据，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，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指定的赎回价格全部或部分赎回，并将在2026年4月1日至到期日期间按面值赎回。截至2023年6月30日，8.75％的已发行优先票据中，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2023年6月30日的六个月中，我们根据基于股份的薪酬计划发行了590万股普通股，并在与Ranger的合并完成时发行了3.114亿股普通股。截至2023年6月30日，我们已发行和流通的普通股为8.622亿股，没有已发行和流通的优先股。

在2023年6月30日之后直到2023年7月26日，我们以每股4.59美元的平均价格回购了NCIB旗下的470万股普通股。

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。这些债务中有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6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) 工具的本金。

(2) 不包括我们信贷额度的利息，因为利息支付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）			Q2			Q1			Q4			Q3			Q2			Q1			Q4			Q3
石油和天然气销售			598,760			555,336			648,986			712,065			854,169			673,825			552,403			488,736
净收益（亏损）			213,603			51,441			352,807			264,968			180,972			56,858			563,239			32,713
每股普通股 — 基本			0.37			0.09			0.65			0.48			0.32			0.10			1.00			0.06
每股普通股——摊薄			0.36			0.09			0.64			0.47			0.32			0.10			0.98			0.06
调整后的资金流 (1)			273,590			236,989			255,552			284,288			345,704			279,607			214,766			198,397
每股普通股 — 基本			0.47			0.43			0.47			0.51			0.61			0.49			0.38			0.35
每股普通股——摊薄			0.47			0.43			0.46			0.51			0.60			0.49			0.37			0.35
自由现金流 (2)			96,313			(1,918)			143,324			111,568			245,316			121,318			137,133			101,215
每股普通股 — 基本			0.17			—			0.26			0.20			0.43			0.21			0.24			0.18
每股普通股——摊薄			0.16			—			0.26			0.20			0.43			0.21			0.24			0.18
来自经营活动的现金流			192,308			184,938			303,441			310,423			360,034			198,974			240,567			178,961
每股普通股 — 基本			0.33			0.34			0.56			0.56			0.63			0.35			0.43			0.32
每股普通股——摊薄			0.33			0.34			0.55			0.56			0.63			0.35			0.42			0.31
探索和开发			170,704			233,626			103,634			167,453			96,633			153,822			73,995			94,235
加拿大			96,403			184,606			85,641			117,150			51,881			126,130			59,821			75,499
美国			74,301			49,020			17,993			50,303			44,752			27,692			14,174			18,736
财产收购			(62)			506			1,085			—			208			59			1,443			89
处置收益			(50)			(235)			(148)			(25,460)			(14)			(27)			(6,857)			(701)
净负债 (1)			2,814,844			995,170			987,446			1,113,559			1,123,297			1,275,680			1,409,717			1,564,658
总资产 (3)			8,617,444			5,180,059			5,103,769			4,923,617			4,870,432			4,917,811			4,834,643			4,453,971
已发行普通股			862,192			545,553			544,930			547,615			560,139			569,214			564,213			564,213
每日产量
总产量（boe/d）			89,761			86,760			86,864			83,194			83,090			80,867			80,789			79,872
加拿大（boe/d）			55,874			60,651			56,946			55,803			54,919			53,385			50,362			48,124
美国（boe/d）			33,887			26,109			29,918			27,391			28,170			27,482			30,428			31,748
基准价格
WTI 石油（美元/桶）			73.78			76.13			82.64			91.56			108.41			94.29			77.19			70.56
WCS 重油（美元/桶）			78.85			69.44			77.37			93.62			122.05			100.99			78.82			71.81
埃德蒙顿每桶石油（美元/桶）			95.13			99.04			109.57			116.79			137.79			115.66			93.29			83.78
加元/美元平均汇率			1.3431			1.3520			1.3577			1.3059			1.2766			1.2661			1.2600			1.2601
AECO 天然气 ($/mcf)			2.35			4.34			5.58			5.81			6.27			4.59			4.94			3.54
纽约商品交易所天然气（美元/百万英热单位）			2.10			3.42			6.26			8.20			7.17			4.95			5.83			4.01
扣除混合和其他费用后的总销售额（美元/英国央行）(2)			66.82			63.48			74.93			87.68			105.44			86.89			70.42			63.85
特许权使用费（美元/英国央行）(4)			(13.21)			(11.94)			(15.23)			(19.21)			(22.69)			(16.86)			(13.47)			(12.32)
运营费用（美元/boe）(4)			(14.62)			(14.40)			(13.06)			(14.39)			(14.21)			(13.85)			(12.83)			(11.46)
交通费用（美元/英国央行）(4)			(1.78)			(2.18)			(1.85)			(1.67)			(1.56)			(1.27)			(1.10)			(1.06)
运营净回报（美元/boe）(2)			37.21			34.96			44.79			52.41			66.98			54.91			43.02			39.01
金融衍生品（亏损）收益（美元/英国央行）(4)			2.00			0.69			(6.21)			(9.98)			(16.41)			(11.59)			(9.49)			(7.34)
扣除金融衍生品后的运营净回报（美元/英国央行）(2)			39.21			35.65			38.58			42.43			50.57			43.32			33.53			31.67

（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。

我们过去八个季度的业绩反映了随着石油和天然气价格的走强，我们严格执行了资本计划。2023年第二季度的产量为89,761桶/日，从2020年第四季度的79,872桶/日稳步增长，这反映了强劲的油井表现和开发活动的增加，原因是大宗商品价格的改善以及2023年6月20日结束的与Ranger合并的产量贡献。

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，这加剧了全球石油和天然气供应的不确定性，我们2022年第二季度的实现销售价格为每桶105.44美元。我们2023年第二季度的已实现价格为66.82美元/英国央行，这反映了最近由于对未来需求的担忧和经济放缓而导致的原油价格下跌。

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，基准大宗商品价格是我们实现销售价格的基础。2023年第二季度调整后的资金流 (1) 为2.736亿美元，这反映了我们在美国和加拿大的开发计划以及与Ranger的合并之后的强劲价格实现和生产业绩。

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、自由现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2020年第四季度的16亿美元增加到2023年第二季度的28亿美元，这主要是由于与Ranger的合并于2023年第二季度完成，以及1.59亿美元的股东回报。净负债的变化还反映了过去八个季度产生的9.543亿美元的自由现金流（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。

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6月30日，我们没有任何财务安排被排除在合并财务报表之外，截至本MD&A之日，也没有任何此类安排尚未完成。

关键会计估计

在截至2023年6月30日的六个月中，除了与Ranger的业务合并相关的关键会计估计外，我们的重要会计估计没有变化。有关我们关键会计政策和估算的更多信息，请参阅截至2022年12月31日止年度的经审计的年度合并财务报表和MD&A的附注。

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6月30日的三个月和六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损益是金融衍生品损益的一部分。有关更多信息，请参阅截至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。自由现金流由经营活动产生的现金流组成，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我们的信贷额度和未偿还的长期票据的总和，这些票据根据未摊销的债务发行成本、贸易和其他应付账款、现金、贸易和其他应收账款进行了调整。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。

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。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证明》。该文书要求我们在中期 MD&A 中披露在此期间我们对财务报告的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可能产生重大影响的任何弱点或变化。我们确认，除下述事项外，在截至2023年6月30日的三个月中，在财务报告的内部控制中没有发现此类弱点，也没有对财务报告进行任何更改。

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6月30日的三个月中，Ranger先前持有的资产贡献了4,900万美元的收入（占总收入的8％）和90万美元的税前净收入（占税前净收入总额的3％）。截至2023年6月30日，与被收购实体相关的流动资产为1.784亿美元，非流动资产为33亿美元，流动负债为3.217亿美元，非流动负债为7,440万美元。

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，这些陈述涉及但不限于：对我们打算进一步加强资产负债表和自由现金流分配的预期，包括债务偿还和股东回报；我们2023年在勘探和开发支出、平均日产量、特许权使用费率和运营、运输、一般和管理及利息支出方面的独立指导方针；风险管理计划的存在、运营和战略；我们期望兑现股票奖励；为计划中的资本支出提供资金以及监测和管理资本资源和流动性的方式；我们可能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。

股息咨询

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。