附錄 99.2

BAYTEX 能源公司

管理層的討論與分析

在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月中

日期為 2023 年 5 月 4 日

以下是管理層對Baytex Energy Corp. 截至2023年3月31日的三個月運營和財務業績的討論和分析（“MD&A”）。此信息是在 2023 年 5 月 4 日之前提供的。在本MD&A中，提及 “Baytex”、“公司”、“我們” 和 “我們的” 以及類似術語合併指的是 Baytex Energy Corp. 及其子公司，除非上下文另有要求。已將截至2023年3月31日的三個月（“2023年第一季度”）的業績與截至2022年3月31日的三個月（“2022年第一季度”）的業績進行了比較。本MD&A應與公司截至2023年3月31日的三個月未經審計的簡明合併中期財務報表（“合併財務報表”）、截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度的經審計的比較合併財務報表以及隨附的附註以及截至2022年12月31日的年度信息表（“AIF”）一起閲讀。這些文件和有關Baytex的其他信息可在SEDAR網站www.sedar.com和美國證券交易委員會www.sec.gov上查閲。除非另有説明，否則所有金額均以加元為單位，所有表格金額均以千加元為單位，百分比和每股普通股金額或另有説明除外。

在本MD&A中，每桶石油當量（“boe”）的數量是使用六千立方英尺的天然氣轉換為一桶石油的轉換率計算得出的，這是一種適用於燃燒器尖端的能量當量轉換方法，並不代表井口的價值當量。雖然它可用於比較衡量，但它可能無法準確反映單個產品的價值，如果單獨使用，可能會產生誤導。

根據國際會計準則理事會規定的國際財務報告準則（“IFRS”），本MD&A包含前瞻性信息和陳述以及某些不具有任何標準化含義的指標。“營業淨回報”、“自由現金流”、“平均特許權使用費率”、“重油，扣除混合和其他支出” 和 “扣除混合和其他支出的總銷售額” 等術語是特定的財務指標，不具有《國際財務報告準則》規定的任何標準化含義，因此可能無法與使用類似術語的其他公司提出的類似衡量標準相提並論。本 MD&A 還包含 “調整後資金流”、“總負債”、“淨負債” 和 “淨負債與調整後資金流比率” 等術語，它們是資本管理指標。請參閲我們關於前瞻性信息和陳述的諮詢意見以及MD&A末尾的特定財務指標摘要。

BAYTEX 能源公司

Baytex Energy Corp. 是一家專注於北美的能源公司，總部位於艾伯塔省卡爾加里。該公司在加拿大和美國（“美國”）開展業務。加拿大的運營部門包括我們在維京和杜弗奈的輕油資產、我們在和平河和勞埃德明斯特的重油資產以及我們在加拿大西部的常規石油和天然氣資產。美國的運營部門包括我們在德克薩斯州的鷹福特資產。

擬議的業務合併

2023年2月28日，Baytex宣佈已簽訂收購Ranger Oil Corporation（“Ranger”）的最終協議（“協議”），Ranger Oil Corporation是一家在鷹福特開展業務的石油和天然氣勘探和生產公司（“合併交易”）。合併交易已獲得Baytex和Ranger董事會的一致批准，預計將於2023年第二季度完成，但須獲得兩家公司股東的批准並滿足其他慣例成交條件。合併交易極大地擴大了我們的Eagle Ford規模，併為在加拿大西部沉積盆地和伊格爾福特河上有效配置資本提供了一個運營平臺，同時提高了每股指標。

合併交易創造了更具彈性和可持續性的業務，增加了收入，提高了利潤率並增加了庫存，這將為更穩健的股東回報框架提供可能。收盤後，我們打算將股東的直接回報提高到合併後公司產生的自由現金流的50％，包括預計推出的每股0.0225美元的季度股息。為了兑現我們的股東回報承諾，我們打算將2023年1月1日至2023年股票回購計劃結束期間產生的自由現金流的25％包括在內。

該協議規定，在發生某些終止事件時，任何一方都可能需要向另一方支付各自的終止費，即6000萬美元的Ranger終止費和1億美元的Baytex終止費。

合併交易將由現金和股票共同提供資金。Baytex將為每股Ranger股票發行7.49股普通股，每股Ranger支付13.31美元，同時承擔Ranger的淨負債。交易的現金部分將由Baytex擴大的信貸額度提供資金，該額度將在交易完成後增加至11億美元，兩年期定期貸款額度將增加至2.5億美元，發行8億美元優先無抵押票據的收益

到期 2030 年。Baytex 於 2023 年 4 月 27 日完成了 8 億美元本金的優先無抵押票據的發行，所得款項存入托管賬户，前提是合併交易完成。

在截至2023年3月31日的三個月中，Baytex承擔了890萬美元的交易成本，包括與合併相關的諮詢、財務諮詢、法律和申請費用。運營結果和MD&A不包括Ranger的業績。公司將在完成合並交易後納入Ranger的業績，並將在屆時更新指導方針。

第一季度亮點

除了與Ranger進行合併交易外，Baytex在2023年第一季度還取得了強勁的運營和財務業績。86,760 boe/d的產量比2022年第一季度增長了7％，這反映了我們在加拿大重油資產的增長以及我們在美國和加拿大成功開發計劃的強勁油井業績。我們在勘探和開發支出上投資了2.336億美元，並在2023年第一季度創造了2.37億美元的調整後資金流（1）。

我們2023年上半年的資本計劃側重於2023年第一季度，因為在季節性條件限制了我們在加拿大的運營能力之前，我們在第一季度完成了大部分上半年的鑽探。2023年第一季度，我們的勘探和開發支出總額為2.336億美元，與我們在5.75億至6.5億美元的年度資本計劃中的預期一致。我們在2023年第一季度在加拿大投資了1.846億美元，使25口（淨24.8口）重油井和64口（淨值59.6口）輕油井投入生產。2023年第一季度，加拿大的平均產量為60,651桶/日，而2022年第一季度為53,385英鎊/日，這要歸因於我們在Peavine的Clearwater資產的持續走強以及我們重油投資組合的整體增長。在美國，我們在2023年第一季度投資了4,900萬美元，使24口（淨6.4口）油井投入生產。2023年第一季度，美國的平均產量為26,109英鎊/日，而2022年第一季度為27,482桶/日。美國的產量略有下降，我們的非運營面積的整體活動有所減少。

由於各國央行繼續提高利率以對抗通貨膨脹，人們擔心經濟放緩會導致原油需求減少，油價在2023年第一季度下跌。2023年第一季度，WTI和WCS差異基準平均為每桶76.13美元，每桶24.77美元，而2022年第一季度分別為94.29美元和14.53美元/桶。2023年第一季度調整後的資金流（1）為2.37億美元，經營活動產生的現金流為1.849億美元，反映了與2022年第一季度相比，大宗商品價格較低，當時我們的調整後資金流為2.796億美元，經營活動產生的現金流為1.99億美元。

隨着我們積極的2023年第一季度資本計劃和大宗商品價格的下跌，截至2023年3月31日，淨負債（1）為9.952億美元，與2022年12月31日的9.874億美元持平。合併交易完成後，我們打算將合併後公司產生的自由現金流的50％分配給股東回報，包括預期的每股0.0225美元的季度股息。為了兑現我們的股東回報承諾，我們打算將2023年1月1日至合併結束產生的自由現金流的25％用於我們的2023年股票回購計劃。

（1）資本管理措施。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

2023 年指南

下表將我們的2023年年度指引與2023年第一季度的業績進行了比較，不包括Ranger。合併交易完成後，我們將提供更新的2023年指南。我們的2023年產量指導區間保持不變，為86,000至89,000桶/日，預算的勘探和開發支出為5.75億至6.5億美元。

(1) 正如2022年12月7日宣佈的那樣。

(2) 特定財務指標不具有《國際財務報告準則》規定的任何標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似衡量標準的計算結果進行比較。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

(3) 有關這些衡量標準構成的描述，請參閲本 MD&A 的運營費用、運輸費用、一般和管理費用以及融資和利息支出部分。

操作結果

加拿大運營部門包括我們在維京和杜弗奈的輕油資產、我們在和平河和勞埃德明斯特的重油資產以及我們在加拿大西部的常規石油和天然氣資產。美國的運營部門包括我們在德克薩斯州的鷹福特資產。

製作

2023年第一季度的產量為86,760 boe/d，而2022年第一季度的產量為80,867 boe/d。與2022年第一季度相比，2023年第一季度的總產量更高，這要歸功於我們在加拿大的成功開發計劃，其中包括克利爾沃特開發計劃的強勁油井業績。

在加拿大，2023年第一季度的產量為60,651桶牛油/日，而2022年第一季度的產量為53,385英鎊/日。我們成功的開發計劃以及我們在Peavine的克利爾沃特資產的強勁表現使英國央行2023年第一季度的產量與2022年第一季度相比增加了7,266人。2023年第一季度，Peavine的平均產量為11,760 boe/d，而2022年第一季度為3,154個 boe/d。

在美國，2023年第一季度的產量為26,109 boe/d，而2022年第一季度的產量為27,482 boe/d。與2022年第一季度相比，美國的產量在2023年第一季度有所下降，這是由於我們的土地活動減少以及本季度晚些時候投入生產的油井比例增加。我們在2023年第一季度開始了24口（淨6.4口）油井的生產，而2022年第一季度為17口（4.8口淨）井。

2023年第一季度英國央行/日的總產量為86,760個，與預期一致，在我們2023年約為86,000-89,000英鎊/日的年度預期範圍內。

大宗商品價格

我們的原油和天然氣生產價格直接影響我們的收益、自由現金流和財務狀況。

原油

2023年第一季度，全球原油基準定價走低，原因是各國央行繼續提高利率以應對通貨膨脹，這導致人們對經濟活動放緩和原油需求放緩的預期。因此，2023年第一季度的WTI基準價格平均為76.13美元/桶，而2022年第一季度，由於地緣政治因素造成的供應不確定性，WTI基準價格走高，平均為94.29美元/桶。

我們將美國原油產量收到的價格與德克薩斯州休斯敦的麥哲倫東休斯頓（“MEH”）原油價格進行了比較，後者是美國墨西哥灣沿岸輕油定價的代表性基準。2023年第一季度，MEH基準平均為77.42美元/桶，低於2022年第一季度的96.72美元/桶。由於進入全球市場，MEH基準的交易價格高於WTI。2023年第一季度，MEH對WTI的基準溢價為1.29美元/桶，而2022年第一季度的溢價為2.43美元/桶。與2022年第一季度相比，2023年第一季度，MEH基準的交易價格低於WTI，這是由於2023年第一季度煉油廠檢修和停電導致墨西哥灣沿岸的加工能力中斷。

由於缺乏從加拿大西部進入多元化市場的出口，加拿大石油貿易的價格低於WTI。加拿大石油價格與WTI的差異會根據加拿大西部的產量和庫存水平而波動。

我們將加拿大輕油生產的收到的價格與埃德蒙頓的基準油價進行了比較。2023年第一季度，埃德蒙頓的平均麪價為99.04美元/桶，而2022年第一季度為115.66美元/桶。2023年第一季度，埃德蒙頓面值與WTI的折扣為2.88美元/桶，這與2022年第一季度的折扣為2.94美元/桶一致。

我們將加拿大重油產量獲得的價格與WCS重油基準價格進行了比較。2023年第一季度的WCS重油平均價格為69.44美元/桶，而2022年同期為100.99美元/桶。2023年第一季度，WCS重油差價為24.77美元/桶，高於2022年第一季度的14.53美元/桶，這是由於煉油廠的週轉減少了2023年對加拿大重油的需求。

天然氣

我們在美國的天然氣產量參照紐約商品交易所（“NYMEX”）天然氣指數定價。冬季氣温温和以及出口碼頭中斷導致全球需求減少導致紐約商品交易所天然氣基準指數下降，2023年第一季度的平均為3.42美元/百萬英熱單位，而2022年第一季度為4.95美元/百萬英熱單位。

在加拿大，我們收到基於AECO基準的天然氣定價，由於加拿大天然氣生產的市場準入有限，該基準的交易價格繼續低於紐約商品交易所。2023年第一季度，AECO基準平均為4.34美元/立方英尺，與2022年第一季度的4.59美元/立方英尺相對一致。

下表比較了截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月的精選基準價格和我們的平均已實現銷售價格。

(1) WTI是指適用期內紐約商品交易所即時月WTI的算術平均值。

(2) MEH 指適用期內阿格斯WTI 休斯敦差價加權指數價格的算術平均值。

(3) 埃德蒙頓面值是指基準都市固體廢物原油的平均發佈價格。

(4) WCS是指基準WCS重油的平均發佈價格。

（5）AECO是指《加拿大天然氣價格記者》（“CGPR”）發佈的AECO算術平均前月指數價格。

(6) NYMEX是指CGPR公佈的紐約商品交易所最後一天平均指數價格。

(1) 按適用期內輕油和凝析油、液化天然氣或天然氣銷售量除以桶石油當量產量計算。

(2) 特定財務指標不具有《國際財務報告準則》規定的任何標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似衡量標準的計算結果進行比較。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

平均已實現銷售價格

2023年第一季度，扣除混合費用和其他支出，我們每個英國央行（1）的總銷售額為63.48美元/英國央行，而2022年第一季度為86.89美元/英國央行。在加拿大，我們2023年第一季度的59.71美元/英國央行的已實現價格為26.10美元，低於2022年第一季度的85.81美元/英國央行。2023年第一季度，我們在美國的已實現價格為72.22美元/英國央行，比2022年第一季度每英國央行的89.00美元低16.78美元。我們在2023年第一季度在加拿大和美國的已實現價格下降是北美基準價格較2022年同期下降的結果。

我們將我們在加拿大的輕油已實現價格與埃德蒙頓的基準面值價格進行了比較。我們在2023年第一季度實現的輕油和凝析油價格（2）為99.23美元/桶，而2022年第一季度為113.91美元/桶。我們2023年第一季度的已實現輕油和凝析油價格隨着基準價格的下降而下降，比2023年第一季度的埃德蒙頓麪價0.19美元/桶溢價，而2022年第一季度的折扣為1.75美元/桶。由於2023年第一季度維京業務部門內部的某些營銷安排實現了強勁的價格實現，我們實現了高於埃德蒙頓面值的溢價。

我們將美國輕油和凝析油產量的收到的價格與MEH基準進行了比較。我們在2023年第一季度實現的輕油和凝析油平均價格為每桶103.27美元，而2022年第一季度為121.82美元/桶。以美元表示，我們在2023年第一季度實現的輕油和凝析油價格為76.38美元/桶，這意味着2023年第一季度對MEH的折扣為1.04美元/桶，這與2022年第一季度每桶0.50美元的折扣一致。

2023年第一季度，扣除混合和其他費用 (1)，我們的已實現重油價格平均為每桶51.15美元，而2022年第一季度為89.38美元/桶。這比2022年第一季度下降了38.23美元/桶，而同期WCS基準價格下跌了31.55美元/桶。我們的已實現價格下降幅度超過基準價格，因為與2022年第一季度相比，根據WCS基準，購買用於混合的冷凝水的成本高於基於WCS基準的混合產品的銷售額。

根據我們液化天然氣產量的產品組合以及標的產品的市場價格變化，我們的已實現液化天然氣價格佔WTI的百分比可能因時期而異。2023年第一季度，我們的已實現液化天然氣價格（2）為33.63美元/桶，佔WTI（以加元計算）的33％，而2022年第一季度為42.91美元/桶，佔WTI（以加元計算）的36％。我們實現價格的下降主要是由於2023年第一季度與2022年第一季度相比，2023年第一季度的WTI定價較低，因為我們的已實現價格佔WTI的百分比在這兩個時期都相對穩定。

我們將加拿大的已實現天然氣價格與AECO基準價格和美國的紐約商品交易所基準價格進行了比較。我們在加拿大和美國的部分天然氣基於相應的每日指數定價，其波動獨立於相關的月度指數。在美國，我們在2023年第一季度的已實現天然氣價格（2）為2.97美元/立方英尺，而2022年第一季度為4.79美元/立方英尺，這主要是紐約商品交易所基準指數同期下跌的結果。在加拿大，2023年第一季度的已實現天然氣價格為3.53美元/立方英尺，而2022年第一季度為4.64美元/立方英尺，由於某些現貨銷售低於月度指數，跌幅超過了同期AECO基準的跌幅。

(1) 特定財務指標不具有《國際財務報告準則》規定的任何標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似衡量標準的計算結果進行比較。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

(2) 按適用期內輕油和凝析油、液化天然氣或天然氣銷售量除以桶石油當量產量計算。

石油和天然氣銷售

(1) 特定財務指標不具有《國際財務報告準則》規定的任何標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似衡量標準的計算結果進行比較。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

2023年第一季度扣除混合和其他支出的總銷售額為4.957億美元，較2022年第一季度公佈的6.324億美元減少了1.367億美元。總銷售額的下降主要是由於2023年第一季度與2022年第一季度相比，2023年第一季度的已實現價格較低。

在加拿大，2023年第一季度扣除混合和其他支出的總銷售額為3.259億美元，較2022年第一季度公佈的4.123億美元減少了8,630萬美元。下降的主要原因是2023年第一季度的已實現定價低於2022年第一季度，這導致扣除混合和其他支出的總銷售額減少了1.424億美元。較低的定價影響被產量增加部分抵消，與2022年第一季度相比，扣除混合和其他支出的總銷售額增加了5,610萬美元。

在美國，2023年第一季度的石油和天然氣總銷售額為1.697億美元，較2022年第一季度公佈的2.201億美元減少了5,040萬美元。由於已實現定價降低，石油和天然氣總銷售額減少了3,940萬美元，與2022年第一季度相比，2023年第一季度產量下降了1,100萬美元。

特許權使用費

特許權使用費支付給各種政府實體以及土地和礦產權所有者。特許權使用費是根據總收入或運營淨回值減去特定重油項目的資本投資計算的，通常以扣除混合和其他費用後佔總銷售額的百分比表示。實際特許權使用費率可能因多種原因而變化，包括生產的商品、特許權使用費合同條款、商品價格水平、特許權使用費激勵措施以及區域或管轄範圍。下表彙總了我們截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月的特許權使用費和特許權使用費率。

(1) 平均特許權使用費率的計算方法是特許權使用費除以總銷售額，扣除混合和其他費用。

(2) 特定財務指標不具有《國際財務報告準則》規定的任何標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似衡量標準的計算結果進行比較。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

(3) 每個英國央行的特許權使用費按適用期內的特許權使用費除以桶石油當量產量計算。

2023年第一季度的特許權使用費為9,330萬美元，佔總銷售額的18.8％，而2022年第一季度為1.227億美元，佔19.4％。2023 年第 1 季度的特許權使用費較低，這是由於扣除混合和其他支出的總銷售額與 2022 年第 1 季度相比有所下降。我們2023年第一季度的平均特許權使用費率為18.8％，低於2022年第一季度的19.4％，這是因為我們的重油產量增長導致我們在加拿大的產量比例更高。我們在2023年第一季度的平均特許權使用費率為18.8％，接近2023年20.0％至22.0％的年度指導區間的低端，這反映了2023年第一季度已實現的重油定價較低。

由於基準大宗商品價格下跌，我們在2023年第一季度在加拿大的平均特許權使用費率為13.5％，略低於2022年第一季度的14.0％。在美國，特許權使用費平均佔2023年第一季度總銷售額的29.1％，與2022年第一季度的29.5％一致，因為我們在美國生產的特許權使用費率不隨價格而變化，但可能因我們的面積而異。

運營費用

(1) 每英鎊的運營費用按適用時期的運營費用除以桶石油當量產量計算。

2023年第一季度的總運營支出為1.124億美元（每英國央行14.40美元），而2022年第一季度為1.008億美元（13.85美元/英國央行）。總運營支出的增加主要是由於與2022年第一季度相比，2023年第一季度的產量增加。我們的單位運營支出在2023年第一季度略有增加，這是由於與2022年第一季度相比，我們在加拿大的產量比例更大。2023年第一季度的每單位運營支出為14.40美元/英國央行，與2023年英國央行14.00美元至14.75美元的年度指導區間一致。

在加拿大，2023年第一季度的總運營支出為9,120萬美元（每英國央行16.70美元），高於2022年第一季度的7,850萬美元（16.35美元/英國央行），這是由於兩個時期的單位運營支出相對穩定，產量增加。在美國，2023年第一季度的運營支出為2,120萬美元（以美元計算為9.03美元/英國央行或6.68美元/英國央行），與2022年第一季度的2,220萬美元（8.99美元/英國央行或7.10美元/英國央行以美元計算）基本一致。

交通費用

運輸費用包括將生產從現場轉移到銷售點的成本。運輸支出的最大部分與加拿大向管道和鐵路碼頭運送石油有關，在我們尋求優化銷售價格和卡車運輸費率時，這可能因運輸距離而異。

下表比較了我們截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月的運輸費用。

(1) 每桶石油的運輸費用按適用期間的運輸費用除以桶石油當量產量計算。

2023年第一季度的交通費用為1,700萬美元（2.18美元/英國央行），而2022年第一季度為920萬美元（英國央行1.27美元）。2023年第一季度的總運輸費用和單位成本有所增加，這是由於加拿大的重油產量增加以及與2022年第一季度相比卡車運輸費率更高。2023年第一季度每單位運輸費用為2.18美元/英國央行，與預期一致，略高於我們2023年1.90美元至2.10美元/英國央行的年度指導區間。

混合和其他費用

混合和其他費用主要包括為降低我們為滿足管道規格而通過管道運輸的重油的粘度而購買的混合稀釋劑的成本。購買的稀釋劑記作混合和其他費用。混合產品的收到的價格記錄為重油銷售收入。我們將混合和其他費用與重油銷售相抵後，將產量的實際價格與基準定價進行比較。

2023年第一季度的混合和其他支出為5,970萬美元，而2022年第一季度為4140萬美元。混合和其他費用增加的主要原因是2023年第一季度與2022年第一季度相比，2023年第一季度重油產量和管道出貨量增加。

金融衍生品

作為我們正常運營的一部分，我們面臨大宗商品價格、外匯匯率、利率的變動和股價變動的影響。為了管理這些風險敞口，我們使用了各種金融衍生合約，旨在部分降低我們自由現金流的波動性。該期內結算的合同根據市場價格與合同價格和名義未償交易量相比較得出已實現的收益或虧損。隨着遠期市場的波動和新合約的執行，未結算合約公允價值的變化作為該期間的未實現收益或虧損列報。下表彙總了我們截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月金融衍生品合約的業績。

我們在2023年第一季度錄得的金融衍生品總收益為1,460萬美元，而2022年第一季度的虧損為2.406億美元。2023年第一季度已實現的金融衍生品收益為540萬美元，這主要是由於原油的市場價格穩定在我們的衍生品合約中設定的水平以下。2023年第一季度的未實現收益為920萬美元，反映了預測原油定價的變化，該價格用於重新估值我們在2023年3月31日簽訂的原油合約的未結算名義交易量，相對於2022年12月31日。截至2023年3月31日，我們的金融衍生品合約的公允價值使淨資產為1,930萬美元，而截至2022年12月31日的淨資產為1,010萬美元。

截至2023年5月4日，我們有以下大宗商品金融衍生品合約。

(1) 基於該期間每單位的加權平均價格。

(2) 確定某些石油參考價格之間基差的合同。

(3) 截至2023年3月31日，Baytex的三向期權合約總成交量為9,500桶/日，平均賣出看跌價格為61.58美元/桶，平均買入看跌期權價格為每桶78.37美元，平均賣出看漲價為96.12美元/桶，還有一份5,000桶/日的項圈合約，買入看跌價格為60.00美元/桶，賣出看漲期權合約每桶 94.00 美元。2023年5月3日，公司將這些套期保值重組為項圈，買入看跌期權價格為每桶60.00美元，賣出看漲期權價格為每桶100.00美元，獲得1,130萬美元。

(4) 合同是在2023年3月31日之後簽訂的。

運營淨回報

下表彙總了截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月中，我們在加拿大和美國的業務按每個英國央行計算的運營淨回報。

(1) 特定財務指標不具有《國際財務報告準則》規定的任何標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似衡量標準的計算結果進行比較。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

(2) 有關這些衡量標準構成的描述，請參閲本 MD&A 中的特許權使用費、運營費用和運輸費用部分。

(3) 計算方法為已實現的金融衍生品收益或虧損除以適用期間的桶石油當量產量。

2023年第一季度英國央行的總營業淨回報為34.96美元，低於2022年第一季度的54.91美元/英國央行，這是由於基準定價下降導致2023年第一季度扣除特許權使用費的單位銷售額低於2022年第一季度。由於卡車運輸費率同期上漲，2023年第一季度的總運營和運輸費用為16.58美元，高於2022年第一季度的15.12美元/英國央行。2023年第一季度，扣除金融衍生品已實現損益後的營業淨回報為35.65美元/英國央行，而2022年第一季度為43.32美元/英國央行。

一般和管理費用

一般和行政（“G&A”）支出包括總部和公司成本，例如工資和員工福利、上市公司成本以及代表我們的工作利益合作伙伴開展勘探和開發活動所獲得的管理收回款。在此期間，G&A支出會隨着總部人員配備水平和運營的勘探和開發活動水平而波動。

下表彙總了我們在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月中的G&A支出。

(1) 每桶石油的一般和管理費用按適用時期內一般和管理費用除以桶石油當量產量計算。

2023年第一季度的G&A支出為1170萬美元（1.50美元/英國央行），與2022年第一季度的1170萬美元（1.61美元/英國央行）持平。2023年第一季度G&A總額比2022年第一季度增加了90萬美元，這反映了通貨膨脹的影響，但被2023年第一季度額外勘探和開發支出帶來的更高的管理費用回收所抵消。2023年第一季度G&A支出為1.50美元，略低於我們2023年年度預期的1.63美元/英國石油交易所，因為2023年第一季度反映了我們積極勘探和開發產生的更高的管理費用回收率。

融資和利息支出

融資和利息支出包括我們的信貸額度、長期票據和租賃債務的利息，以及非現金融資成本，包括我們的債務發行成本和資產報廢義務的增加。融資和利息支出會有所不同，具體取決於該期間未償債務水平、適用的借款利率、加元/美元的外匯匯率，以及資產報廢債務的賬面金額和用於對這些債務進行估值的貼現率。

下表彙總了我們在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月中的融資和利息支出。

(1) 按適用期間的現金利息或融資和利息支出除以桶石油當量產量計算。

2023年第一季度的融資和利息支出為2370萬美元（英國央行3.04美元），而2022年第一季度為2420萬美元（英國央行33美元）。

2023年第一季度的現金利息為1,840萬美元（英國央行235美元）低於2022年第一季度的2,040萬美元（281美元/英國央行），這主要是由於在2022年回購和贖回2.902億美元本金後，我們的長期票據利息減少了。基準借款利率的提高部分抵消了因長期未償票據本金減少而導致的利息減少，基準借款利率的提高導致我們在2023年第一季度的信貸額度與2022年第一季度相比有所增加。2023年第一季度適用於我們信貸額度的加權平均利率為6.0％，而2022年第一季度為2.4％。

由於2023年第一季度使用的貼現率更高，2023年第一季度資產報廢負債增加480萬美元，高於2022年第一季度的310萬美元。

2023年第一季度的現金利息支出為2.35美元/英國央行，高於我們2023年年度預期的2.04美元/英國央行，這與預期一致，因為我們預計將在2023年剩餘時間內減少債務並增加產量。

勘探和評估費用

勘探和評估（“E&E”）費用與租賃到期以及未證明商業可行性和技術可行性的勘探計劃的成本取消確認有關。勘探費用將根據租約到期時間、到期租約的累計成本以及與公司勘探計劃相關的經濟事實和情況而有所不同。2023年第一季度的勘探和評估費用為20萬美元，而2022年第一季度為360萬美元。

損耗和貶值

損耗和折舊費用因公司石油和天然氣資產的賬面金額、探明的儲量加上可能的儲量以及該期間的產量而異。下表彙總了截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月的損耗和折舊費用。

(1) 每桶石油的損耗和折舊費用按適用時期的損耗和折舊費用除以桶石油當量產量計算。

2023年第一季度的損耗和折舊支出為1.660億美元（21.26美元/英國央行），而2022年第一季度的損耗和折舊支出為1.408億美元（19.34美元/英國央行）。2023年第一季度的總損耗和折舊支出以及每個英國央行的損耗和折舊支出與2022年第一季度相比有所增加，這要歸因於2022年12月31日的2.452億美元減值逆轉，以及探明加上可能儲量的未來開發成本增加，這使我們在2023年3月31日的加拿大石油和天然氣資產的可消耗基礎更高。

減值

截至2023年3月31日，我們沒有發現任何現金產生單位（“CGU”）的減值或減值逆轉指標。

2022 年減值逆轉

2022年12月31日，我們確定了六個CGU中五個石油和天然氣資產的減值逆轉指標，這是由於預測的大宗商品價格上漲以及探明儲量和可能儲量的變化，這導致了2.452億美元的減值逆轉。2022年12月31日，由於土地銷售價值增加，我們確定了Peace River CGU中電子電氣資產減值逆轉的指標，並記錄了2,250萬美元的減值逆轉。截至2022年12月31日，記錄的減值逆轉總額為2.677億美元。

基於股份的薪酬支出

基於股份的薪酬（“SBC”）支出包括與我們的股票獎勵激勵計劃、激勵獎勵計劃和遞延股份單位計劃相關的費用。與股票結算獎勵相關的中英國際銀行支出在獎勵歸屬期內計入淨收益或虧損，繳納盈餘相應增加。與現金結算獎勵相關的SBC支出在獎勵歸屬期內的淨收益或虧損中確認，相應的財務負債包含在貿易和其他應付賬款中，包括權益總回報互換的損益。負債在每個報告日都會重新計量，並根據我們的股價變動來收回中英國際銀行的費用或收回。

我們在2023年第一季度記錄的中英國際銀行支出為980萬美元，高於2022年第一季度的390萬美元，因為我們在2023年第一季度獲得了董事會的批准，該績效係數適用於2023年第一季度的績效獎勵。2023年第一季度的總支出被視為現金補償，因為我們預計未來的所有獎勵都將以現金結算，而公司正在回購股票作為其股東回報計劃的一部分。SBC在2022年第一季度記錄的390萬美元支出包括220萬美元的現金薪酬支出和170萬美元的非現金薪酬支出。

在2023年第一季度，我們減少了股權總回報互換的名義金額，以匹配遞延股份單位計劃下未償的獎勵數量，我們之前的目標金額相當於所有未付現金結算獎勵的90-100％，包括激勵獎勵和股票獎勵激勵計劃下未兑現的某些獎勵。

外匯

未實現的外匯損益主要是加拿大本位貨幣實體中以美元計價的長期票據和信貸額度的報告金額變動的結果。長期票據和信貸額度在資產負債表日期使用收盤加元/美元匯率折算成加元，從而產生未實現的收益和損失。已實現的外匯收益和虧損歸因於我們的加拿大本位貨幣實體中發生的以美元計價的日常交易。

我們在2023年第一季度錄得10萬美元的外匯收益，而2022年第一季度的收益為1,430萬美元。

2023年第一季度未實現的20萬美元外匯收益與我們報告的長期票據和信貸額度的變化有關，反映了截至2023年3月31日的加元/美元匯率為1.3534，與2022年12月31日的1.3528一致。2022年第一季度未實現的1,450萬美元外匯收益主要與我們報告的長期票據金額的變化有關，這是由於與2021年12月31日相比，截至2022年3月31日，加元兑美元走強。

已實現的外匯收益和虧損將根據我們加拿大業務的每日美元計價交易的金額和時間而波動。我們在2023年第一季度記錄了20萬美元的已實現外匯虧損，與2022年第一季度一致。

所得税

2023年第一季度的當前所得税支出為110萬美元，而2022年第一季度為90萬美元。

我們在2023年第一季度記錄的遞延所得税支出為1,550萬美元，而2022年第一季度的回報率為6,730萬美元。2023 年第 1 季度記錄的遞延所得税支出是該期間產生的收入的結果。2022年第一季度記錄的遞延所得税回收主要與內部債務重組的影響有關，該期間我們在美國業務產生的收入所抵消。

正如2021年年度財務報表所披露的那樣，某些間接子公司收到了加拿大税務局（“CRA”）的重新評估，該局拒絕了與計算2011年至2015年所得税相關的5.910億美元非資本損失扣除。2016年9月，我們向CRA提交了異議通知，對收到的每項重新評估提出上訴。自2018年7月為我們的檔案指派上訴官員以來，這些重新評估的狀況沒有變化。我們仍然相信我們最初的納税申報是正確的，並打算通過上訴程序為這些納税申報進行辯護。

淨收入和調整後的資金流

下表列出了截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月調整後資金流和淨收益的組成部分。

(1) 特定財務指標不具有《國際財務報告準則》規定的任何標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似衡量標準的計算結果進行比較。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

（2）資本管理措施。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

我們在2023年第一季度創造了2.37億美元的調整後資金流，而2022年第一季度為2.796億美元。調整後的資金流減少主要是由於2023年第一季度運營淨回值減少，與2022年第一季度相比減少了1.267億美元，這是由於大宗商品價格下跌導致扣除特許權使用費後的收入減少。2023年第一季度金融衍生品的已實現收益540萬美元部分抵消了營業淨回報的減少，與2022年第一季度相比，我們記錄的金融衍生品已實現虧損8,440萬美元增加了8,980萬美元。我們報告稱，2023年第一季度的淨收入為5140萬美元，與2022年第一季度公佈的5,690萬美元相對一致。

其他綜合收益（虧損）

其他綜合收益或虧損包括美國淨資產的外幣折算調整，該調整未在淨收益或虧損中確認。2023年第一季度的外幣折算虧損50萬美元與我們美國淨資產的價值變化有關，反映了截至2023年3月31日加元/美元的匯率為1.3528加元/美元，與2022年12月31日的1.3534加元/美元一致。

資本支出

截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月的資本支出彙總如下。

2023年第一季度的勘探和開發支出為2.336億美元，而2022年第一季度為1.538億美元。與2022年第一季度相比，2023年第一季度的勘探和開發支出有所增加，這是由於開發活動的增加以及通貨膨脹壓力導致成本比2022年更高。

在加拿大，2023年第一季度的勘探和開發支出為1.846億美元，而2022年第一季度為1.261億美元。2023年第一季度的鑽探和完井支出為1.55億美元，這反映了與2022年第一季度相比，輕質和重油開發活動有所增加，當時我們的支出為1.070億美元。在2023年第一季度，我們還在設施上投資了1,700萬美元，在陸地、地震和其他支出上投資了1,270萬美元。

2023年第一季度，美國的勘探和開發總支出為4,900萬美元，而2022年第一季度為2770萬美元。2023年第一季度的勘探和開發支出包括與鑽探24口（淨6.5口）井以及24口（淨6.4口）油井相關的成本，而在2022年第一季度鑽探16口（2.5口淨）井和17口（4.8口淨）井投產的相關成本。

2023年第一季度的勘探和開發支出為2.336億美元，與預期一致，因為計劃在今年年初對活動進行加權。我們的年度預期為5.75億至6.5億美元，反映了2023年剩餘時間內的活動水平有所放緩。

資本資源和流動性

我們的資本管理目標是保持靈活的資本結構和足夠的流動性來源，以執行我們的資本計劃，同時履行我們的短期和長期承諾。我們努力積極管理我們的資本結構，以應對經濟狀況的變化。截至2023年3月31日，我們的資本結構由股東資本、長期票據、貿易和其他應收賬款、貿易和其他應付賬款、現金和信貸額度組成。

為了管理我們的資本結構和流動性，我們可能會不時發行股權或債務證券，進行包括出售資產在內的商業交易，或者調整資本支出以管理當前和預計的債務水平。無法確定在需要時是否會有這些額外的資本來源。

我們業務的資本密集性質要求維持足夠的流動性來源，為正在進行的勘探和開發提供資金。我們的資本資源主要包括調整後的資金流、可用的信貸額度以及剝離石油和天然氣資產所得的收益。

管理債務水平是Baytex的優先事項，以維持運營和支持我們的長期計劃。截至2023年3月31日，淨負債（1）為9.952億美元，與截至2022年12月31日的9.874億美元持平，因為我們計劃中的2023年年度勘探和開發支出中約有40％發生在2023年第一季度。

我們使用過去十二個月計算的淨負債與調整後資金流的比率來監控我們的資本結構和流動性需求。截至2023年3月31日，我們的淨負債與調整後的資金流比率 (1) 為0.9，而截至2022年12月31日，該比率為0.8。與2022年12月31日相比，淨負債與調整後資金流比率的增加歸因於截至2023年3月31日的過去十二個月中調整後的資金流低於截至2022年12月31日的十二個月。

（1）資本管理措施。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

信貸設施

截至2023年3月31日，我們的循環信貸額度下有4.097億美元的未償本金，總額為8.5億美元，將於2026年4月1日到期（“信貸額度”）。信貸額度包括向Baytex提供的5000萬美元運營貸款和6億美元的銀團循環貸款，以及向Baytex的全資子公司Baytex Energy USA, Inc.提供的1,000萬美元運營貸款和1.9億美元的銀團循環貸款。

信貸額度不是借款基礎設施，也不需要進行年度或半年度審查。不要求在到期前支付強制性本金，可以根據我們的要求延期。除了下文詳述的財務契約外，信貸額度還包含標準的商業契約。信貸額度下的預付款可以從加拿大或美國的資金中提取，利息按銀行的優惠貸款利率、銀行的承兑貼現率或擔保隔夜融資利率（“SOFR”）加上適用的利潤率計算。

2023年第一季度信貸額度的加權平均利率為6.0％，而2022年第一季度為2.4％。與2022年同期相比，隨着2023年政府基準利率的提高，我們的信貸額度的利率有所提高。

截至2023年3月31日，Baytex在2000萬美元的未承付無抵押即期循環信用證額度下有1,570萬美元的未償信用證（2022年12月31日——未償還1,570萬美元）。該貸款機制下的信用證由加拿大出口發展局擔保，不使用信貸機制下的可用容量。

與信貸額度有關的協議和相關的修正協議可在SEDAR網站www.sedar.com上查閲。

關於合併交易，我們已與一個銀團銀行簽訂了信貸額度承諾，提供總額為17.5億美元的債務承諾，包括10億美元的循環信貸額度（比截至2022年4月1日的承諾總額8.5億美元）、2.5億美元的兩年期定期貸款和364天過渡貸款額度，本金總額為5億美元（“過渡貸款”）。自2023年4月28日起，過渡貸款被取消。在與Ranger的合併完成時，我們預計將把循環信貸額度的容量提高到11億美元。修訂後的協議將包含一項額外的財務契約，即總負債 (1) 與息税折舊攤銷前利潤 (2) 的比率為4. 0:1 .0。

（1）資本管理措施。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

(2) 根據信貸便利協議計算。

財務契約

下表彙總了截至2023年3月31日適用於信貸額度的財務契約以及我們遵守信貸額度的情況。

(1) “優先擔保債務” 根據信貸額度協議計算，定義為信貸額度協議中確定的信貸額度和其他有擔保債務的本金。截至2023年3月31日，該公司的優先擔保債務總額為4.097億美元。

(2) “銀行息税折舊攤銷前利潤” 是根據信貸額度協議中規定的術語和定義計算的，該協議調整了融資和利息支出、所得税、非經常性虧損、某些特定的未實現和非現金交易的淨收益或虧損，並根據過去十二個月的基準計算，包括重大收購的影響，就好像這些收購發生在十二個月期初一樣。截至2023年3月31日的十二個月，銀行的息税折舊攤銷前利潤為12億美元。

(3) “利息覆蓋範圍” 根據信貸額度協議計算，按銀行息税折舊攤銷前利潤與融資和利息支出的比率計算，不包括某些非現金交易，按過去十二個月計算。截至2023年3月31日的十二個月中，融資和利息支出為7,810萬美元。

長期票據

截至2023年3月31日，我們有一系列未償還的長期票據，本金總額為5.544億美元。長期票據不包含任何財務維護契約。

2020 年 2 月 5 日，我們發行了 2027 年 4 月 1 日到期的本金總額為 5 億美元的優先無抵押票據，年利率為 8.75%，每半年支付一次（“8.75% 的優先票據”）。8.75% 的優先票據可由我們選擇在2023年4月1日之後按指定的贖回價格全部或部分贖回，並將從2026年4月1日起按面值贖回至到期。

2023 年 4 月 27 日，我們完成了 2030 年到期的優先無抵押票據（“8.5% 優先票據”）本金總額為 8 億美元的私募發行。8.5％的優先票據定價為面值的98.709％，年利率為8.5％，將於2030年4月30日到期。8.5％的優先票據的收益將首先存入托管賬户，並將在與Ranger的合併完成時發放，並將部分用於為與Ranger合併的部分成本和支出提供資金。

股東資本

我們有權發行無限數量的普通股和1,000萬股優先股。優先股的權利和條款在發行時確定。在截至2023年3月31日的三個月中，我們根據基於股份的薪酬計劃發行了60萬股普通股。截至2023年3月31日，我們已發行和流通了5.456億股普通股，沒有已發行和流通的優先股。

合同義務

我們在正常業務過程中承擔了許多財務義務。這些債務的很大一部分將由調整後的資金流提供資金。下表列出了截至2023年3月31日的這些債務以及為這些債務提供資金的預期時間。

(1) 不包括我們信貸額度的利息，因為利息支付會根據浮動利率和未償餘額的變化而波動。

我們還負有與井場和設施的經濟壽命結束時廢棄和開墾有關的持續義務。根據適用的法律要求，定期實施棄井和開採井場地和設施的計劃。

季度財務信息

			2023			2022												2021
（千美元，每股普通股金額除外）			Q1			Q4			Q3			Q2			Q1			Q4			Q3			Q2
石油和天然氣銷售			555,336			648,986			712,065			854,169			673,825			552,403			488,736			442,354
淨收入			51,441			352,807			264,968			180,972			56,858			563,239			32,713			1,052,999
每股普通股-基本			0.09			0.65			0.48			0.32			0.10			1.00			0.06			1.87
每股普通股——攤薄			0.09			0.64			0.47			0.32			0.10			0.98			0.06			1.85
調整後的資金流 (1)			236,989			255,552			284,288			345,704			279,607			214,766			198,397			175,883
每股普通股-基本			0.43			0.47			0.51			0.61			0.49			0.38			0.35			0.31
每股普通股——攤薄			0.43			0.46			0.51			0.60			0.49			0.37			0.35			0.31
自由現金流 (2)			(1,918)			143,324			111,568			245,316			121,318			137,133			101,215			112,486
每股普通股-基本			—			0.26			0.20			0.43			0.21			0.24			0.18			0.20
每股普通股——攤薄			—			0.26			0.20			0.43			0.21			0.24			0.18			0.20
來自經營活動的現金流			184,938			303,441			310,423			360,034			198,974			240,567			178,961			171,876
每股普通股-基本			0.34			0.56			0.56			0.63			0.35			0.43			0.32			0.30
每股普通股——攤薄			0.34			0.55			0.56			0.63			0.35			0.42			0.31			0.30
探索和開發			233,626			103,634			167,453			96,633			153,822			73,995			94,235			61,485
加拿大			184,606			85,641			117,150			51,881			126,130			59,821			75,499			30,387
美國			49,020			17,993			50,303			44,752			27,692			14,174			18,736			31,098
財產收購			506			1,085			—			208			59			1,443			89			—
處置收益			(235)			(148)			(25,460)			(14)			(27)			(6,857)			(701)			(18)
淨負債 (1)			995,170			987,446			1,113,559			1,123,297			1,275,680			1,409,717			1,564,658			1,629,629
總資產			5,180,059			5,103,769			4,923,617			4,870,432			4,917,811			4,834,643			4,453,971			4,438,162
已發行普通股			545,553			544,930			547,615			560,139			569,214			564,213			564,213			564,182
每日產量
總產量（boe/d）			86,760			86,864			83,194			83,090			80,867			80,789			79,872			81,162
加拿大（boe/d）			60,651			56,946			55,803			54,919			53,385			50,362			48,124			47,205
美國（boe/d）			26,109			29,918			27,391			28,170			27,482			30,428			31,748			33,957
基準價格
WTI 石油（美元/桶）			76.13			82.64			91.56			108.41			94.29			77.19			70.56			66.07
WCS 重油（美元/桶）			69.44			77.37			93.62			122.05			100.99			78.82			71.81			67.03
埃德蒙頓每桶石油（美元/桶）			99.04			109.57			116.79			137.79			115.66			93.29			83.78			77.28
加元/美元平均匯率			1.3520			1.3577			1.3059			1.2766			1.2661			1.2600			1.2601			1.2279
AECO 天然氣 ($/mcf)			4.34			5.58			5.81			6.27			4.59			4.94			3.54			2.85
紐約商品交易所天然氣（美元/百萬英熱單位）			3.42			6.26			8.20			7.17			4.95			5.83			4.01			2.83
扣除混合和其他費用後的總銷售額（美元/英國央行）(2)			63.48			74.93			87.68			105.44			86.89			70.42			63.85			57.19
特許權使用費（美元/英國央行）(3)			(11.94)			(15.23)			(19.21)			(22.69)			(16.86)			(13.47)			(12.32)			(11.04)
運營費用（美元/英國央行）(3)			(14.40)			(13.06)			(14.39)			(14.21)			(13.85)			(12.83)			(11.46)			(11.22)
交通費用（美元/英國央行）(3)			(2.18)			(1.85)			(1.67)			(1.56)			(1.27)			(1.10)			(1.06)			(1.01)
運營淨回報（美元/boe）(2)			34.96			44.79			52.41			66.98			54.91			43.02			39.01			33.92
金融衍生品（虧損）收益（美元/英國央行）(3)			0.69			(6.21)			(9.98)			(16.41)			(11.59)			(9.49)			(7.34)			(5.28)
扣除金融衍生品後的運營淨回報（美元/英國央行）(2)			35.65			38.58			42.43			50.57			43.32			33.53			31.67			28.64

（1）資本管理措施。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

(2) 特定財務指標不具有《國際財務報告準則》規定的任何標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似衡量標準的計算結果進行比較。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

(3) 按適用期間的特許權使用費、運營費用、運輸費用或金融衍生品收益或虧損除以桶石油當量產量計算。

我們前八個季度的業績反映了隨着石油和天然氣價格的上漲，我們對資本計劃的嚴格執行。產量從2021年第二季度的81,162份boe/d穩步增加到2023年第一季度的86,760份boe/日，這要歸因於強勁的油井表現以及隨着大宗商品價格的改善開發活動增加。

在俄羅斯入侵烏克蘭之後，大宗商品價格在2022年升至多年高點，這增加了全球石油和天然氣供應的不確定性，這反映在我們2022年第二季度的實際銷售價格為105.44美元/英國央行。我們2023年第一季度的已實現價格為63.48美元/英國央行，反映了最近因對未來需求和經濟放緩的擔憂而導致的原油價格下跌。

調整後的資金流直接受到我們的平均日產量和基準大宗商品價格變化的影響，基準大宗商品價格是我們已實現銷售價格的基礎。2023年第一季度調整後的資金流（1）為2.37億美元，這反映了我們在美國和加拿大發展計劃的強勁生產業績。

淨負債可能每季度波動，具體取決於勘探和開發支出的時間、調整後的資金流的變化以及用於折算我們以美元計價的債務的收盤加元/美元匯率。淨負債（1）從2021年第二季度的16億美元下降到2023年第一季度的9.9952億美元，這是因為過去八個季度產生的9.704億美元的自由現金流（2）主要用於債務償還。淨負債的減少被1.59億美元的股東回報和加元/美元匯率的上漲部分抵消。

（1）資本管理措施。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

(2) 特定財務指標不具有《國際財務報告準則》規定的任何標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似衡量標準的計算結果進行比較。有關更多信息，請參閲本 MD&A 中的 “特定財務指標” 部分。

環境法規

由於我們參與石油和天然氣的勘探和生產，我們受到各種排放、碳和其他環境法規的約束。請參閲截至 2022 年 12 月 31 日的年度的 AIF，全面瞭解與這些法規相關的風險以及它們將如何影響我們未來的業務。除了截至2022年12月31日的年度AIF中討論的風險因素外，與我們的排放和可持續發展舉措相關的其他信息也可以在我們的網站上找到。

報告條例

公共企業的環境報告不斷髮展，未來我們可能會受到其他披露要求的約束。國際可持續發展標準委員會發布了《國際財務報告準則可持續性披露標準》，旨在制定環境可持續性披露的全球框架。加拿大證券管理機構還發布了擬議的《國家文書》51-107《氣候相關事項披露》，其中規定了對加拿大上市公司的額外報告要求。我們將繼續關注這些報告要求的進展情況，尚未量化遵守這些法規的成本。

資產負債表外交易

截至2023年3月31日，我們沒有任何未列入合併財務報表的財務安排，截至本MD&A發佈之日，也沒有任何此類安排尚未完成。

關鍵會計估計

在截至2023年3月31日的三個月中，我們的關鍵會計估計沒有變化。有關我們的關鍵會計政策和估算的更多信息，請參閲截至2022年12月31日止年度經審計的年度合併財務報表附註和MD&A。

特定的財務措施

在本MD&A中，我們提到了某些特定的財務指標（例如自由現金流、營業淨回報、總銷售額、淨混合和其他支出、重油銷售額、淨混合和其他支出以及平均特許權使用費率），這些指標沒有國際財務報告準則規定的任何標準化含義。儘管這些衡量標準通常用於石油和天然氣行業，但我們對這些衡量標準的確定可能無法與其他申報發行人提出的類似指標的計算結果相提並論。本 MD&A 還包含 “調整後資金流”、“總負債”、“淨負債” 和 “淨負債與調整後資金流比率” 等術語，它們是資本管理指標。我們認為，納入這些特定的財務指標為財務報表用户在評估Baytex的財務業績時提供了有用的信息。

非公認會計準則財務指標

扣除混合和其他費用後的總銷售額以及扣除混合和其他支出的重油

扣除混合和其他支出的總銷售額以及扣除混合和其他支出的重油分別代表一段時間內從產量中獲得的總收入和重油收入。扣除混合和其他費用後的總銷售額由經混合和其他費用調整後的石油和天然氣總銷售額組成。扣除混合和其他費用後的重油是按重油銷售減去混合和其他費用計算的。我們認為，在根據基準大宗商品價格分析我們的產量已實現定價時，將混合費用和其他與購買量相關的費用包括在內會很有用。

下表將扣除混合費用和其他費用後的重油與下表主要財務報表中披露的金額進行了核對。

（1）石油和天然氣銷售的組成部分。有關更多信息，請參閲截至2023年3月31日的三個月合併財務報表中的附註13——石油和天然氣銷售額。

(2) 與適用期內重油銷售相關的混合費用和其他費用部分。

運營淨回報

運營淨回報和扣除金融衍生品後的運營淨回值用於評估我們的經營業績以及我們在單位產量基礎上產生現金利潤的能力。營業淨回報由石油和天然氣銷售額、減去混合費用、特許權使用費、運營費用和運輸費用組成。已實現的金融衍生品收益和虧損將計入營業淨回值，以便更全面地瞭解我們的財務業績，因為我們的金融衍生品用於為我們的部分生產提供價格確定性。

下表核對了石油和天然氣銷售已實現金融衍生品後的營業淨回報和運營淨回報。

(1) 已實現的金融衍生品收益或虧損是金融衍生品收益或虧損的組成部分。有關更多信息，請參閲截至2023年3月31日的三個月合併財務報表中的附註17——金融工具和風險管理。

自由現金流

我們使用自由現金流來評估我們的財務業績，並評估可用於償還債務、普通股回購、分紅和收購機會的現金。自由現金流由經營活動產生的現金流組成，根據非現金營運資本的變化、勘探和評估資產的增加、石油和天然氣資產的增加、租賃債務的付款和交易成本進行了調整。

下表中將自由現金流與經營活動產生的現金流量進行了調節。

非公認會計準則財務比率

重油，扣除混合費用和其他每桶費用

扣除混合費用和其他費用後，每桶重油代表一段時間內重油產量的實際價格。扣除混合和其他費用後的重油是一項非公認會計準則指標，除以適用期內的桶重油產量以計算該比率。我們使用重油，扣除混合費用和其他每桶費用，根據產量和WCS基準價格來分析已實現的重油價格。

扣除混合和其他費用後，每個英國央行的總銷售額

每個英國央行扣除混合和其他費用後的總銷售額用於將我們的已實現定價與適用的基準價格進行比較，計算方法為扣除混合和其他支出（非公認會計準則財務指標）的總銷售額除以適用期間的桶石油當量產量。

平均特許權使用費率

平均特許權使用費率用於評估我們各個時期的運營業績，包括特許權使用費除以扣除混合和其他支出的總銷售額（非公認會計準則財務指標）。實際特許權使用費率可能因多種原因而變化，包括生產的商品、特許權使用費合同條款、商品價格水平、特許權使用費激勵措施以及區域或管轄範圍。

每位英國央行的營業淨回報

每個英國央行的營業淨回值等於營業淨回報（一項非公認會計準則財務指標）除以適用期內的桶石油當量產量，用於在單位產量基礎上評估我們的經營業績。將每個英國央行的已實現金融衍生品收益和虧損加到每個英國央行的營業淨回報中，得出扣除每個英國央行的金融衍生品之後的運營淨回報。已實現的金融衍生品收益和虧損將計入營業淨回值，以便更全面地瞭解我們的財務業績，因為我們的金融衍生品用於為我們的部分生產提供價格確定性。

資本管理措施

總負債和淨負債

我們使用總負債和淨負債來監控我們當前的財務狀況並評估現有的流動性來源。我們將總債務定義為經未攤銷債務發行成本調整後的信貸額度和未償還長期票據的總和。為了得出淨負債，我們隨後對貿易和其他應付賬款、現金以及貿易和其他應收賬款進行了調整。我們還使用總負債和淨負債預測來估算未來的流動性，以及是否需要額外的資本來源來為持續運營提供資金。我們還使用過去十二個月計算的淨負債與調整後的資金流比率來監控我們現有的資本結構和未來的流動性需求。淨負債佔調整後資金流的比重由淨負債除以過去十二個月的調整後資金流組成。

下表彙總了我們對總負債和淨負債的計算。

(1) 未攤銷的債務發行成本從截至2023年3月31日的三個月合併財務報表中的附註7——信貸額度和附註8——長期票據中獲得。這些數額是Baytex在合同開始時支付的剩餘費用餘額。

調整後的資金流

調整後的資金流用於監測經營業績以及我們為勘探和開發支出以及清償放棄債務籌集資金的能力。調整後的資金流由經非現金營運資本變動調整後的經營活動現金流、適用期內結算的資產報廢債務和交易成本組成。

調整後的資金流量與下表主要財務報表中披露的金額進行了調節。

對財務報告的內部控制

我們需要遵守多邊文書52-109 “發行人年度和中期申報中的披露認證”。該工具要求我們在中期 MD&A 中披露在此期間財務報告內部控制中存在的任何可能對我們的財務報告內部控制產生重大影響或合理可能對我們的財務報告內部控制產生重大影響的弱點或變化。我們確認，在截至2023年3月31日的三個月中，在財務報告的內部控制中沒有發現此類弱點或對內部控制進行任何更改。

前瞻性陳述

為了向我們的股東和潛在投資者提供有關Baytex的信息，包括管理層對公司未來計劃和運營的評估，本文件中的某些陳述是1995年《美國私人證券訴訟改革法》所指的 “前瞻性陳述” 和適用的加拿大證券立法所指的 “前瞻性信息”（統稱為 “前瞻性陳述”）。在某些情況下，前瞻性陳述可以用 “預期”、“相信”、“繼續”、“可能”、“估計”、“預期”、“預測”、“打算”、“可能”、“目標”、“持續”、“展望”、“潛力”、“計劃”、“項目”、“應該”、“目標”、“將” 或暗示未來結果的類似詞語來識別，活動或表演。本文件中包含的前瞻性陳述僅代表截至本文件發佈之日，並受到本警示聲明的明確限制。

具體而言，本文件包含前瞻性陳述，涉及但不限於：合併交易創造了更具彈性和可持續性的業務，增加了收入，提高了利潤率，增加了庫存，這將有助於建立更穩健的股東回報框架；合併交易之後，我們打算將股東的直接回報提高到自由現金流的50％，包括實施每股0.0225美元（年化每股0.09美元）的季度股息及其時機；合併交易的預計截止日期合併交易；我們關於勘探和開發支出、平均日產量、特許權使用費率以及運營、運輸、一般和行政及利息支出的2023年獨立指導方針（不包括Ranger）；我們風險管理計劃的存在、運作和戰略；我們預計以現金結算股票獎勵；加拿大税務局對納税申報情況的重新評估；我們對納税申報狀況的看法；我們在其中為計劃資本提供資金支出，監控和管理我們的資本資源和流動性；我們可以發行債務或股權證券、出售資產或調整資本支出；以及合併交易完成時我們的信貸額度的預期構成。

這些前瞻性陳述基於以下方面的某些關鍵假設：合併交易的完成和成功以及我們成功將收購的業務整合到現有業務中的能力；獲得監管機構以及股東和股東批准的時機；合併後的業務實現交易預期收益的能力；石油和天然氣價格以及輕油、中質油和重油價格之間的差異；油井產量和儲量以及我們的通過我們的勘探和開發活動增加產量和儲量的能力；資本支出水平；我們根據信貸協議借款的能力；及時獲得運營活動的監管和其他必要批准；勞動力和其他行業服務的可用性和成本；利息和外匯匯率；現有和在某些情況下擬議的税收和特許權使用費制度的延續；我們以目前的方式開發原油和天然氣資產的能力已考慮的；以及目前仍在實施的行業狀況、法律和法規（或者，如果提出變更，則按預期通過此類變革）。提醒讀者，儘管在準備時Baytex認為這些假設是合理的，但可能被證明是不正確的。

由於許多已知和未知的風險和不確定性以及其他因素，取得的實際結果將與本文提供的信息有所不同。這些因素包括但不限於：獲得合併交易的股東、股東和監管部門批准（如果有）的能力；按照預期的條款和時間表完成合並交易的能力；交易的各種成交條件可能無法得到滿足或免除的可能性；與Baytex和Ranger任何不可預見的負債有關的風險；石油和天然氣價格的波動和價格差異（包括Covid-19的影響）；限制；或氣候變化舉措造成的成本以及氣候變化的物理風險；與我們開發房地產和增加儲量的能力相關的風險；能源轉型對石油生產需求的影響；所得税或其他法律或政府激勵計劃的變化；收集、加工和管道系統的可用性和成本；保留或更換我們的領導層和關鍵人員；資本或借貸的可用性和成本；與第三方運營我們的 Eagle Ford 物業相關的風險；與大型項目相關的風險；開發和成本運營我們的財產；公眾看法及其對監管制度的影響；當前或未來的控制、立法或法規；水力壓裂的新法規；對水或其他液體的限制或獲取；有關液體處置的法規；與我們的套期保值活動相關的風險；利率和外匯匯率的變化；與估算石油和天然氣儲量相關的不確定性；我們無法為所有風險提供全面保險；與我們的熱重油項目相關的其他風險；我們與石油和天然氣行業其他組織競爭的能力；與我們使用信息技術系統相關的風險；訴訟結果；我們的信貸額度可能無法提供足夠的流動性或可能無法續期；未能遵守債務協議中的契約；交易對手違約的風險；土著索賠的影響；與向新活動擴張相關的風險；與我們的證券所有權相關的風險，包括市場因素的變化；美國和其他方面的風險非-居民股東，包括執行民事補救措施的能力、申報儲量和產量的不同做法、適用於非居民的額外税收和外匯風險；以及其他因素，其中許多是我們無法控制的。我們向加拿大證券監管機構和美國證券交易委員會提交的年度信息表、40-F表年度報告、截至2022年12月31日止年度的管理層討論與分析以及我們的其他公開文件中討論了這些和其他風險因素。

提供上述與前瞻性陳述相關的假設和風險摘要是為了讓股東和潛在投資者更全面地瞭解Baytex的當前和未來業務，此類信息可能不適用於其他目的。

Baytex沒有陳述所取得的實際業績將與前瞻性陳述中提及的全部或部分相同，除非適用的證券法要求，否則Baytex不承擔任何公開更新或修改所包含的任何前瞻性陳述的義務，無論是由於新信息、未來事件還是其他原因。

股息諮詢

Baytex未來的股東分配，包括但不限於支付股息（如果有），其水平尚不確定。任何支付普通股股息的決定（包括實際金額、申報日期、與之相關的記錄日期和支付日期以及任何特別股息）將由Baytex董事會自行決定，可能取決於多種因素，包括但不限於Baytex的業務業績、財務狀況、財務需求、增長計劃、預期資本要求以及未來存在的其他條件，包括但不限於合同條件，限制和滿足根據適用的公司法對Baytex實施的償付能力測試。此外，任何股息的實際金額、申報日期、記錄日期和支付日期由Baytex董事會自行決定。無法保證Baytex會在合併交易完成後支付股息。