附錄 99.2

BAYTEX 能源公司

管理層的討論與分析

在截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月中

日期：2023年7月27日

以下是管理層對Baytex Energy Corp. 截至2023年6月30日的三個月和六個月的運營和財務業績的討論和分析（“MD&A”）。該信息是截至2023年7月27日提供的。在本MD&A中，提及 “Baytex”、“公司”、“我們” 和 “我們的” 以及類似術語的合併指Baytex Energy Corp. 及其子公司，除非上下文另有要求。已將截至2023年6月30日的三個月和六個月（“2023年第二季度” 和 “2023年年初至今”）的業績與截至2022年6月30日的三個月和六個月（“2022年第二季度” 和 “2022年年初至今”）的業績進行了比較。本MD&A應與公司截至2023年6月30日的未經審計的簡明合併中期財務報表（“合併財務報表”）以及截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月、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日止年度的年度信息表（“AIF”）一起閲讀。有關Baytex的這些文件和其他信息可在SEDAR網站www.sedar.com上查閲，也可以通過美國證券交易委員會（www.sec.gov）獲取。除非另有説明，否則所有金額均以加元為單位，除百分比和每股普通股金額或另有説明外，所有表格金額均以千加元為單位。

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。

本MD&A包含前瞻性信息和陳述以及某些衡量標準，這些衡量標準不符合國際會計準則理事會規定的國際財務報告準則（“IFRS”）。“營業淨回值”、“自由現金流”、“平均特許權使用費率”、“重油，扣除混合和其他費用” 和 “總銷售額，扣除混合和其他費用” 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，因此可能無法與其他使用類似術語的公司提出的類似衡量標準相提並論。本 MD&A 還包含 “調整後的資金流” 和 “淨負債” 這兩個術語，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公告，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。

第二季度亮點

業務合併

2023年6月20日，Baytex和Ranger Oil Corporation（“Ranger”）完成了兩家公司的合併（“合併”），Baytex收購了Ranger的所有已發行和流通普通股。此次合併擴大了我們的Eagle Ford規模，為在加拿大西部沉積盆地和伊格爾福特河有效分配資本提供了一個運營平臺。Ranger資產的產量約為70％，主要用於高淨值輕油，主要用於運營，這提高了我們有效配置資本的能力。

2023年第二季度的運營和財務業績包括從2023年6月20日截止日期到2023年6月30日的Ranger業務。截至2023年第二季度和2023年年初至今，這些物業的產量分別貢獻了約7,500桶/日和3,800桶/日的產量。兩家公司於2023年第二季度開始整合，運營繼續符合對Baytex和Ranger傳統資產的預期。此次合併的資金主要來自現金和股票。

除了承擔Ranger11億美元的淨負債外，我們還發行了3.114億股普通股，支付了7.328億美元的現金對價。本次交易的現金部分由我們擴大的11億美元信貸額度、1.5億美元的兩年期定期貸款額度以及發行將於2030年到期的8億美元優先無抵押票據的淨收益提供資金。我們於2023年4月27日完成了本金8億美元的優先無抵押票據發行，合併完成時所得款項將從託管處發放。

第二季度經營和財務業績

Baytex在2023年第二季度實現了強勁的運營和財務業績。2023年第二季度的產量為89,761只boe/d，這反映了與Ranger的合併以及我們在美國和加拿大的成功開發計劃所做的產量貢獻。野火影響了我們在艾伯塔省的業務，導致產量暫時減少，使2023年第二季度的產量減少了約4,500桶/日。我們在勘探和開發支出上投資了1.707億美元，並在2023年第二季度創造了9,630萬美元的自由現金流（1）。

2023年第二季度的勘探和開發支出總額為1.707億美元。在美國，我們在2023年第二季度投資了7,430萬美元，其中包括在2023年6月20日至2023年6月30日收購後在我們運營的鷹福特物業上的3,410萬美元支出。2023年第二季度，美國的平均產量為33,887桶/日，而2022年第二季度為28,170桶/日。美國產量的增長是由於從Ranger手中收購的房產對產量的貢獻，Ranger在2023年第二季度增加了7,500桶/日。與2022年第二季度相比，我們在美國的非運營物業的產量略有下降，我們的總面積有所下降。2023年第二季度，我們在加拿大投資了9,640萬美元，主要用於輕油開發，其中包括預計將在第三季度投產的六口杜弗奈油井的完井活動。2023年第二季度，加拿大的平均產量為55,874桶/日，而2022年第二季度為54,919桶/日。2023年第二季度的產量反映了艾伯塔省野火導致產量暫時減少，該期間的產量減少了約4500桶/日。野火沒有對我們的運營或資產造成重大實際損失。

由於擔心各國央行繼續提高利率以應對通貨膨脹，經濟放緩會導致對原油的需求減少，油價在2023年第二季度下跌。2023年第二季度，WTI和WCS差價基準平均為每桶73.78美元和15.07美元，而2022年第二季度分別為每桶108.41美元和12.80美元。2023年第二季度調整後的資金流（2）為2.736億美元，經營活動現金流為1.923億美元，這反映了大宗商品價格低於2022年第二季度，當時我們產生的調整後資金流為3.457億美元，來自經營活動的現金流為3.6億美元。

截至2023年6月30日的淨負債（2）為28億美元，高於2022年12月31日的9.874億美元，這是由於與Ranger合併時支付的現金對價和假設的淨負債。在合併完成的同時，我們將股東回報提高到自由現金流的50％，這將使我們能夠增加股票回購計劃並引入股息。我們剩餘的自由現金流將用於減免債務。

2023年6月23日，我們續訂了與多倫多證券交易所的普通發行人競標，以進行股票回購計劃，最高可佔我們公眾持股量的10％。從2023年6月30日到2023年7月26日，我們以平均每股4.59美元的價格回購了470萬股普通股。董事會已宣佈於2023年10月2日向2023年9月15日登記在冊的股東派發每股0.0225加元的季度現金分紅。出於加拿大所得税的目的，這些股息被指定為 “合格股息”。出於美國所得税的目的，Baytex的股息被視為 “合格股息”。

(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。

2023 年指南

在與Ranger合併後，Baytex已成為一家資本充足、多元化的石油加權北美勘探和生產公司，擁有強勁的自由現金流。我們繼續預測2023年的勘探和開發支出為10.05億至10.45億美元，預計將產生12.05萬至12.2萬桶/日的產量。2023年下半年，我們預計平均產量為15.3萬至15.7萬桶/日。預計2023年下半年的石油和液化天然氣產量為84％（50％的輕油，22％的重油和12％的液化天然氣）和16％的天然氣煤氣。

下表總結了我們對2023年生產、勘探和開發支出的指導方針。

我們更新了2023年全年成本假設，以反映對Ranger的收購。運營費用預期下降了13％，以反映遊騎兵資產的低現金成本結構，一般和管理費用按英國央行計算增加了10％，以反映與遊騎兵人員相關的成本，而由於與收購Ranger相關的債務增加以及我們的信貸額度利率上升，利息支出指引更高。

下表彙總了我們關於2023年支出、租賃支出和資產報廢義務的指導方針。

(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年第二季度的產量為89,761桶/日，2023年年初至今的產量為88,269桶/日，而2022年第二季度為83,090桶/日，2022年年初至今為81,985桶/日。2023年第二季度和2023年年初至今的產量高於2022年同期，這主要是由於與Ranger的合併於2023年6月20日結束，使2023年第二季度的產量增加了約7,500桶/日，2023年年初至今的產量增加了3,800桶/日。

在加拿大，2023年第二季度的產量為55,874桶/日，2023年年初至今的產量為58,249桶/日，而2022年第二季度為54,919桶/日

2022年年初至今為54,156 boe/d。我們成功的開發計劃以及我們在Peavine的Clearwater資產的強勁油井表現使2023年第二季度的產量與2022年同期相比增長了955桶/日，2023年年初至今的產量增長了4,093桶/日。2023年第二季度的產量反映了艾伯塔省西北部野火的影響，野火導致暫時停產，使2023年第二季度的產量減少了約4500桶/日。

在美國，2023年第二季度的產量為33,887桶/日，2023年年初至今的產量為30,020桶/日，而2022年第二季度為28,170桶/日

2022年年初至今為27,828個英國央行/日。與2022年相比，2023年的產量增長主要是由於與Ranger合併的產量貢獻使2023年第二季度的產量增加了約7,500桶/日，使2023年年初至今的產量增加了3,800桶/日。收購的Eagle Ford資產的產量約為70％，主要用於高淨值輕質油，主要用於運營。美國2023年第二季度和2023年年初至今的業績（不包括與Ranger的合併）符合預期，反映了我們未運營的Eagle Ford物業的開發活動減少。

2023年年初至今的總產量為88,269桶/日，符合預期，我們預計2023年下半年的產量為15.3萬至15.7萬桶/日，2023年為12.500-12.2萬桶/日。

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

由於各國央行繼續提高利率以應對通貨膨脹，以及對經濟活動和原油需求放緩的預期，全球原油基準價格在2023年第二季度和2023年年初至今走低。因此，WTI基準價格在2023年第二季度為73.78美元/桶，2023年年初至今為74.96美元/桶，而2022年第二季度和2022年年初至今，由於俄羅斯入侵烏克蘭導致全球供應的不確定性，WTI原油價格上漲，平均價格分別為每桶108.41美元和101.35美元/桶。

我們將美國原油生產的價格與德克薩斯州休斯敦的麥哲倫東休斯頓（“MEH”）流進行了比較，後者是美國墨西哥灣沿岸輕油定價的代表性基準。2023年第二季度MEH基準價格平均為75.01美元/桶，2023年年初至今為76.22美元/桶，低於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。由於進入全球市場，MEH基準指數的交易價格高於WTI。2023年第二季度和2023年年初至今的MEH基準溢價為每桶1.23美元和1.26美元/桶，而2022年第二季度和2022年年初至今的保費分別為每桶4.00美元和3.21美元/桶。由於墨西哥灣沿岸的煉油廠需求與2022年同期相比有所減少，MEH基準指數在2023年兩個時期的溢價均低於WTI。

由於加拿大西部缺乏對多元化市場的出口，加拿大石油交易價格低於WTI。根據加拿大西部的產量水平以及北美煉油廠的需求，加拿大油價與WTI的差異各時期波動。與2022年相比，加拿大2023年的石油差異有所擴大，這是由於計劃內和計劃外的煉油廠維護導致需求減少，以及美國戰略石油儲備創紀錄的發佈後供應增加。

我們將加拿大輕油生產的價格與埃德蒙頓的基準油價進行了比較。埃德蒙頓2023年第二季度平均面值為95.13美元/桶，2023年年初至今為97.09美元/桶，而2022年第二季度為每桶137.79美元，2022年年初至今為每桶126.72美元。2023年第二季度，埃德蒙頓面值的交易價格比WTI折扣為2.95美元/桶，2023年年初至今為2.91美元/桶，而2022年第二季度的折扣為每桶0.47美元，2022年年初至今的折扣為每桶1.68美元。

我們將加拿大重油生產的價格與WCS重油基準進行了比較。2023年第二季度和2023年年初至今的WCS重油平均價格分別為78.85美元/桶和74.16美元/桶，而2022年同期為每桶122.05美元和每桶111.48美元。2023年第二季度WCS重油差價為15.07美元/桶，2023年年初至今為19.92美元/桶，而2022年第二季度的折扣為每桶12.80美元，2022年年初至今的折扣為13.67美元/桶。

天然氣

與2022年相比，北美天然氣需求減少導致價格下跌，這受到地緣政治因素的影響，這些因素導致歐洲供應的不確定性導致全球天然氣價格上漲。

我們在美國的天然氣產量是根據紐約商品交易所（“NYMEX”）的天然氣指數定價的。紐約商品交易所天然氣基準指數2023年第二季度平均為2.10美元/百萬英熱單位，2023年年初至今為2.76美元/百萬英熱單位，而2022年第二季度為7.17美元/百萬英熱單位，2022年年初至今為6.06美元/百萬英熱單位。

在加拿大，我們獲得基於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。AECO基準指數在2023年第二季度平均為2.35美元/立方英尺，2023年年初至今為3.34美元/立方英尺，低於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。

下表比較了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月的精選基準價格和我們的平均已實現售價。

(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

扣除混合和其他費用後，2023年第二季度我們的總銷售額（1）為每桶66.82美元，2023年年初至今為65.18美元/桶，而2022年第二季度為105.44美元/桶，2022年年初至今為96.34美元/桶。在加拿大，我們2023年第二季度每桶66.34美元的已實現價格為38.57美元，低於2022年第二季度的104.91美元/英國央行。我們在美國的已實現價格在2023年第二季度為67.60美元/英國央行，低於2022年第二季度的106.48美元/英國央行每桶38.88美元。與2022年同期相比，北美基準油價下跌是導致我們在加拿大和美國業務在2023年第二季度和2023年年初至今的已實現定價降低的主要因素。

我們將加拿大的輕油實現價格與埃德蒙頓的平均基準價格進行了比較。我們在2023年第二季度實現的輕油和凝析油價格（2）為93.98美元/桶，2023年年初至今為96.74美元/桶，而2022年第二季度為135.29美元/桶，2022年年初至今為124.05美元/桶。我們2023年第二季度和2023年年初至今的已實現輕油和凝析油價格下跌主要是基準價格下跌的結果，這意味着2023年第二季度和2023年年初至今的埃德蒙頓面值分別為1.15美元/桶和0.35美元/桶的折扣，低於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，這是由於我們在薩斯喀徹温省的維京輕油產量的已實現定價強勁。

我們將美國輕質油和凝析油生產的價格與MEH基準進行了比較。我們在2023年第二季度實現的輕質油和凝析油平均價格為97.55美元/桶，2023年年初至今為99.96美元/桶，而2022年第二季度為141.14美元/桶，2022年年初至今為131.77美元/桶。以美元計算，我們2023年第二季度已實現的輕質油和凝析油價格為72.63美元/桶和2023年年初至今的74.18美元/桶，這意味着2023年第二季度和2023年年初至今的MEH折扣分別為2.38美元/桶和2.04美元/桶，而2022年第二季度的折扣為1.85美元/桶，2022年年初至今的折扣為0.92美元/桶。

扣除混合和其他費用後，我們的已實現重油價格 (1) 在2023年第二季度平均為66.45美元/桶，2023年年初至今為58.69美元/桶，而2022年第二季度為111.18美元/桶，2022年年初至今為每桶101.01美元。與2022年第二季度和2022年年初至今相比，我們在2023年第二季度和2023年年初至今實現的重油（扣除混合和其他支出）分別下降了44.73美元/桶和42.32美元/桶，而同期WCS基準價格下降了43.20美元/桶和37.32美元/桶。我們的已實現價格跌幅超過基準價格，這是由於與2022年同期相比，2023年兩個時期的單位混合成本都高於WCS基準。

根據我們液化天然氣交易量的產品組合以及標的產品的市場價格變化，我們已實現的液化天然氣價格佔WTI的百分比可能因時期而異。我們在2023年第二季度實現的液化天然氣價格 (2) 為每桶25.71美元，佔WTI（以加元計算）的26％，2023年年初至今為29.29美元/桶，佔WTI的29％（以加元表示），而2022年第二季度為48.83美元/桶或WTI（以加元表示）的35％，為每桶45.85美元，佔WTI的36％（以加元計算）在 2022 年年初至今。由於與2022年同期相比，對液化天然氣產品的需求減少，我們在加拿大和美國的已實現液化天然氣價格佔WTI的百分比在2023年第二季度和2023年年初至今有所下降。

我們將我們在美國的天然氣實際價格與紐約商品交易所的基準價格和加拿大的AECO基準價格進行了比較。我們在加拿大和美國的部分天然氣銷售基於各自的每日指數價格，這些價格與相關的月度指數價格獨立波動。我們在加拿大的已實現天然氣價格（2）在2023年第二季度為2.64美元/立方英尺，2023年年初至今為3.12美元/立方英尺，而2022年第二季度為7.01美元/立方英尺，2022年年初至今為5.84美元/立方英尺。在美國，我們2023年第二季度的已實現天然氣價格為1.88美元/立方英尺，2023年年初至今為2.40美元/立方英尺，而2022年第二季度為7.04美元/立方英尺，2022年年初至今為5.91美元/立方英尺。與2022年同期相比，我們在加拿大和美國的已實現天然氣價格的下降與2023年AECO月度和紐約商品交易所月度基準價格的下降相對一致。

(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年第二季度的總銷售額（扣除混合和其他支出）為5.458億美元，較2022年第二季度公佈的7.973億美元減少了2.515億美元，而2023年年初至今的總銷售額（扣除混合和其他支出）為10億美元，較2022年年初至今公佈的14億美元減少了3.882億美元。與2022年同期相比，2023年兩個時期的總銷售額均有所下降，這反映了基準價格的降低，這足以抵消我們成功的開發計劃帶來的產量增長以及Ranger資產的貢獻。

在加拿大，扣除混合和其他費用後，2023年第二季度的總銷售額為3.373億美元，較2022年第二季度公佈的5.243億美元減少了1.870億美元。石油和天然氣總銷售額下降是由於2023年第二季度的已實現定價低於2022年第二季度，導致扣除混合和其他支出的總銷售額減少了1.961億美元，而產量的增加導致總銷售額（扣除混合和其他支出）與2022年第二季度相比增加了910萬美元。較低的基準價格是導致我們總銷售額（扣除混合和其他支出）的主要因素，從2022年年初至今的9.366億美元降至2023年年初至今的6.632億美元。

在美國，2023年第二季度的石油和天然氣銷售額為2.085億美元，較2022年第二季度公佈的2.730億美元減少了6,450萬美元。與2022年第二季度相比，2023年第二季度的產量增加導致總銷售額增加了5,540萬美元，但實際定價的降低足以抵消這一增長，這導致2023年第二季度的總銷售額與2022年第二季度相比減少了1.199億美元。儘管2023年年初至今的產量與2022年年初相比，2023年年初至今的產量有所增加，但2023年年初至今的已實現定價下降導致2023年年初至今的石油和天然氣銷售額為3.782億美元，而2022年年初至今為4.931億美元。

特許權使用費

特許權使用費支付給各政府實體以及土地和礦權所有者。特許權使用費是根據總收入或運營淨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的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有所不同，包括所生產的商品、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地區或司法管轄區。下表彙總了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六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年第二季度的特許權使用費為1.079億美元，佔總銷售額的19.8％，扣除混合和其他費用，而2022年第二季度為1.716億美元，佔21.5％。2023年年初至今的特許權使用費總額為2.012億美元，佔總銷售額的19.3％，扣除混合和其他費用，而2022年年初至今為2.943億美元，佔20.6％。與2022年同期相比，2023年兩個時期的特許權使用費總額下降主要是由於基準價格降低以及我們在加拿大生產的特許權使用費率降低。我們2023年第二季度的特許權使用費率為19.8％，2023年年初至今為19.3％，低於2022年第二季度的21.5％和2022年年初至今的20.6％。

我們在2023年第二季度的加拿大特許權使用費為14.0％，2023年年初至今為13.7％，低於2022年第二季度的17.4％和2022年至今的15.9％，這是由於基準大宗商品價格的下跌導致我們在2023年加拿大房地產的特許權使用費率低於2022年。在美國，特許權使用費平均分別佔2023年第二季度和2023年年初至今總銷售額的29.1％，略低於2022年第二季度和2022年年初至今的29.5％，這是由於收購的Ranger資產貢獻了產量，與我們傳統的非運營的鷹福特資產相比，其特許權使用費率較低。

我們2023年年初至今的平均特許權使用費率為19.3％，符合預期，我們已將2023年的年度預期更新為21.0-22.0％，這反映了從Ranger收購的房產的特許權使用費率，其特許權使用費率高於我們的公司平均水平。

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年第二季度的總運營支出為1.194億美元（14.62美元/英國央行），2023年年初至今的總運營支出為2.318億美元（14.51美元/英國央行），而2022年第二季度為1.074億美元（合14.21美元/英國央行），2022年年初至今為2.082億美元（每桶14.03美元）。與2022年相比，2023年兩個時期的運營支出總額和每股收益均有所增加，這反映了我們2023年整個業務的產量和成本上漲幅度。

在加拿大，2023年第二季度的運營支出為9140萬美元（合17.97美元/英國央行），2023年年初至今的運營支出為1.825億美元（合17.31美元/英國央行），而2022年第二季度的運營支出為8,250萬美元（每桶16.5美元），2022年年初至今為1.61億美元（16.43美元/英國央行）。由於產量增加以及通貨膨脹導致的每英國央行成本略有增加，加拿大的總運營支出有所增加。

美國2023年第二季度的運營支出為2,810萬美元（每桶911美元），2023年年初至今為4,930萬美元（每桶9,08美元），而2022年第二季度為2,500萬美元（每桶973美元），2022年年初至今為4,720萬美元（每桶937美元）。由於2023年修井活動減少，我們在2023年第二季度以美元表示的每單位運營費用為6.78美元/英國央行，2023年年初至今為6.74美元/英國央行，低於2022年第二季度的7.62美元和2022年年初至今的7.37美元/英國央行。

2023年年初至今的運營支出為14.51美元，符合預期，我們已將2023年的年度指導區間更新為12.25美元至12.75美元/桶，這反映了Ranger資產較低的運營成本結構。

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。運輸費用的最大組成部分涉及加拿大用卡車將石油運往管道和鐵路碼頭，在我們尋求優化銷售價格和卡車運輸費率的過程中，這些費用可能因運輸距離而異。我們在美國業務的運輸費用主要是通過卡車或管道將我們的產品運送到集中銷售點所產生的成本。

下表比較了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月的交通費用。

(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年第二季度的運輸支出為1,460萬美元（每桶178美元），2023年年初至今為3160萬美元（1.98美元/英國央行），而2022年第二季度為1180萬美元（1.56美元/英國央行），2022年年初至今為2,100萬美元（每桶1.41美元）。在加拿大，與2022年同期相比，由於重油產量增加以及卡車運輸費率提高，2023年第二季度和2023年年初至今的總運輸費用和單位成本均有所增加。美國的運輸費用與2023年第二季度和2023年年初至今的預期一致，反映了我們從Ranger手中收購的Eagle Ford業務的卡車運輸和管道運輸成本。2023年年初至今的每單位運輸費用為1.98美元/桶符合預期，我們已將年度指導區間更新為2.00美元至2.10美元/桶，以反映與從Ranger收購的房產相關的增量運輸成本。

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年第二季度混合和其他支出為5,300萬美元，2023年年初至今為1.127億美元，而2022年第二季度為5,690萬美元，2022年年初至今為9,830萬美元。混合和其他支出的增加主要是由於2023年年初至今的重油產量和管道出貨量相對於2022年年初至今有所增加，而由於艾伯塔省野火造成的重油產量減少，2023年第二季度與2022年第二季度持平。

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品合約，這些合約旨在部分降低我們收入的波動性。在此期間結算的合約根據市場價格與合約價格和名義未償交易量相比得出已實現的損益。隨着遠期市場的波動和新合約的執行，未結算合約的公允價值的變化作為該期間的未實現損益列報。下表彙總了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月的金融衍生品合約業績。

我們記錄的2023年第二季度金融衍生品總虧損為300萬美元，2023年年初至今的收益為1160萬美元，而2022年第二季度的虧損為6,530萬美元，2022年年初至今的虧損為3.059億美元。2023年第二季度實現的金融衍生品收益為1,640萬美元，2023年年初至今為2180萬美元，這主要是由於原油和天然氣的市場價格跌至低於衍生品合約中設定的水平。2023年第二季度的未實現虧損1,940萬美元和2023年年初至今的1,020萬美元反映了預測原油定價的變化，這些變化用於重估我們在2023年6月30日簽訂的原油合約中未結算的未結算名義交易量，相對於2023年3月31日和2022年12月31日。截至2023年6月30日，我們的金融衍生品合約的公允價值為2460萬美元的淨資產，而截至2023年3月31日的淨資產為1,930萬美元，截至2022年12月31日的淨負債為1,010萬美元。

截至2023年7月27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) 2023年6月30日之後簽訂的合同。

運營淨回報

下表彙總了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月中，我們在加拿大和美國的業務按每個BOE計算的運營淨回值。

(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。

由於加拿大和美國的基準定價下調，導致扣除特許權使用費後的每單位銷售額下降，2023年第二季度的營業淨回值為37.21美元/英國央行每桶37.21美元，而2022年第二季度為66.98美元/英國央行每股收益為61.07美元。由於通貨膨脹導致每位英國央行的運營和運輸成本上升，2023年第二季度的運營和運輸總支出為16.40美元/英國央行，2023年年初至今為16.49美元，高於2022年第二季度的15.77美元/英國央行每桶15.44美元。2023年第二季度包括金融衍生品已實現收益（虧損）在內的營業淨回值為39.21美元/英國央行每股收益為37.46美元，而2022年第二季度為50.57美元/英國央行，2022年年初至今為47.03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。

下表彙總了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月的併購費用。

(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年第二季度的併購支出為1,520萬美元（合187美元/英國央行），2023年年初至今為2,700萬美元（每桶169美元），而2022年第二季度為1160萬美元（1.54美元/英國央行），2022年年初至今為2330萬美元（每桶15.5美元）。由於與Ranger合併相關的人員配備水平和整合成本增加，2023年第二季度和2023年年初至今的併購支出與預期一致，高於2022年同期。2023年年初至今的併購支出為1.69美元/英國央行，符合預期，我們的8000萬美元（合1.80美元/英國央行）的年度指導反映了與Ranger合併相關的額外人員配置和管理成本。

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，具體取決於該期間的未償債務水平、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。

下表彙總了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月的融資和利息支出。

(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年第二季度的融資和利息支出為3,450萬美元（合4.22美元/英國央行），2023年年初至今為5,820萬美元（合3.64美元/英國央行），而2022年第二季度為2710萬美元（合3.58美元/英國央行），2022年年初至今為5,130萬美元（合346美元/英國央行）。與2022年相比，2023年的利息成本更高，這反映了與Ranger合併導致的額外未償債務以及利率的上升。

2023年第二季度的現金利息為2,830萬美元（每桶346美元），2023年年初至今的現金利息為4,660萬美元（合2.92美元/英國央行），而2022年第二季度的現金利息為2,050萬美元（每桶2.71美元），2022年年初至今為4,090萬美元（每桶276美元）。與2022年同期相比，2023年兩個時期的現金利息均有所增加，這反映了與Ranger合併導致的額外未償債務，包括髮行本金總額為8億美元的長期票據。2023年第二季度和2023年年初至今，我們的信貸額度利息高於2022年同期，這主要是由於基準借款利率的提高以及未償還的本金增加。適用於我們信貸額度的加權平均利率在2023年第二季度為6.8％，2023年年初至今為6.5％，高於2022年第二季度和2022年年初至今的2.6％。

由於2023年兩個時期都採用了更高的貼現率，2023年第二季度的資產報廢義務增加了440萬美元，2023年年初至今的920萬美元高於2022年第二季度的390萬美元和2022年年初至今的700萬美元。由於2023年年初至今大部分時間的未償債務發行成本降低，2023年兩個時期的債務發行成本增長均低於2022年同期。

我們已將2023年的現金利息年度預期更新為1.5億美元（合3.38美元/boe），這反映了與Ranger合併相關的增量債務以及我們信貸額度的更高利率。

勘探和評估費用

勘探和評估（“E&E”）費用與租約到期以及未證明商業可行性和技術可行性的勘探計劃的費用取消確認有關。電氣費用將有所不同，具體取決於租約到期的時間、即將到期的租約的累積成本以及與公司勘探計劃相關的經濟事實和情況。2023年第二季度的勘探和評估費用為40萬美元，2023年年初至今為50萬美元，而2022年第二季度為720萬美元，2022年年初至今為1,080萬美元。

損耗和貶值

耗盡和折舊費用因公司石油和天然氣資產的賬面金額、探明金額加上可能的儲量以及該期間的生產率而異。下表彙總了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六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年第二季度的損耗和折舊費用為1.761億美元（合21.56美元/英國央行），2023年年初至今為3.421億美元（合21.42美元/英國央行），而2022年第二季度為1.423億美元（合18.82美元/英國央行），2022年年初至今為2.831億美元（19.08美元/英國央行）。與2022年第二季度和2022年年初至今相比，2023年第二季度和2023年初至今的總損耗和折舊費用以及每隻英國央行的損耗和折舊總額均有所增加，這是由於截至2022年12月31日記錄的2.452億美元的減值逆轉，以及歸因於探明儲量加上可能儲備的未來開發成本增加，導致2023年我們的石油和天然氣資產的可耗盡基礎更高。2023年第二季度和2023年年初至今的耗盡支出還包括2023年6月20日收盤後從Ranger手中收購的石油和天然氣資產的枯竭。

減值

截至2023年6月30日，我們沒有確定任何現金產生單位（“CGU”）的減值或減值逆轉指標。

2022 年減值逆轉

截至2022年12月31日，我們在六個CGU中確定了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和可能儲備的變化，導致2.452億美元的減值逆轉。截至2022年12月31日，由於土地出售價值的增加，我們確定了Peace River CGU中電氣資產的減值逆轉指標，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，以及Ranger於2023年6月承擔的基於股份的薪酬計劃。中英國際銀行與股票結算獎勵相關的支出在獎勵歸屬期內的淨收益或虧損中確認，繳納盈餘相應增加。中英銀行與現金結算獎勵相關的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，並根據我們股價的變化導致中英國際銀行的支出或回收。

我們記錄的2023年第二季度SBC支出為1,690萬美元，2023年年初至今為2670萬美元，而2022年第二季度為290萬美元，2022年年初至今為690萬美元。中英國際銀行2023年第二季度和2023年年初至今的支出包括與Ranger合併時以Baytex普通股承擔和結算的獎勵相關的1,620萬美元非現金支出。薪酬獎勵的定期支出被視為現金支出，因為我們打算在Baytex作為股東回報計劃的一部分回購股票的同時，以現金結算當前未償還和未來的獎勵。

2023年第二季度SBC的現金支出為70萬美元，這反映了我們截至2023年6月30日的股價與2023年3月31日相比有所下跌，這導致中英國際銀行的現金支出低於2022年第二季度的260萬美元，當時我們在股票總回報互換下的名義未償金額更高。在2023年第一季度，我們減少了權益總回報互換的名義金額，以匹配延期股份單位計劃下未償還的獎勵數量，我們之前的目標是相當於所有未償還的現金結算獎勵的90-100％左右。2023年年初至今，中英國際銀行的現金支出為1,050萬美元，高於2022年年初至今的480萬美元，這是因為我們在2023年第一季度將2022年業績的1.5倍績效係數應用於績效獎勵。

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年第二季度錄得1190萬美元的外匯收益，2023年年初至今的外匯收益為1,200萬美元，而2022年第二季度的虧損為2770萬美元，2022年年初至今的虧損為1,340萬美元。

2023年第二季度未實現的外匯收益為1,290萬美元，2023年年初至今為1,310萬美元，這與我們的長期票據和信貸額度報告的金額變化有關，這是由於截至2023年6月30日加元兑美元與2023年3月31日和2022年12月31日相比走強。加元兑美元疲軟導致2022年第二季度和2022年年初至今出現未實現的外匯虧損，這與我們在2022年6月30日未償還的長期票據報告金額與2022年3月31日和2021年12月31日相比的變化有關。

已實現的外匯損益將根據我們在加拿大業務的日常美元計價交易的金額和時間而波動。我們記錄的2023年第二季度已實現的外匯虧損為90萬美元，2023年年初至今的已實現外匯虧損為110萬美元，而2022年第二季度的虧損為20萬美元，2022年年初至今的虧損為40萬美元。

所得税

2023年第二季度的當期所得税支出為140萬美元，2023年年初至今為250萬美元，而2022年第二季度為110萬美元，2022年年初至今為210萬美元。

我們記錄的2023年第二季度遞延所得税退税額為1.784億美元，2023年年初至今為1.628億美元，而2022年第二季度的支出為3,990萬美元，2022年年初至今的回收額為2740萬美元。2023年第二季度和2023年年初至今的遞延税收回主要與2023年第二季度收購Ranger的交易重組的影響有關，部分被該期間我們在加拿大和美國業務產生的收入所抵消。

正如2022年年度財務報表所披露的那樣，某些間接子公司於2016年6月收到了加拿大税務局（“CRA”）的重新評估，拒絕扣除與2011年至2015年所得税計算相關的5.91億美元非資本損失。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。2023年7月中旬，我們收到了CRA上訴庭的來信，提議確認重新評估。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辯護。

淨收入和調整後的資金流

下表列出了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月的調整後資金流和淨收益或虧損的組成部分。

(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年第二季度創造了2.736億美元的調整後資金流，2023年年初至今的調整後資金流為5.106億美元，而2022年第二季度為3.457億美元，2022年年初至今為6.253億美元。調整後資金流減少的主要原因是營業淨回值減少，與2022年同期相比，2023年第二季度減少了2.027億美元，2023年年初至今減少了3.294億美元，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年第二季度金融衍生品的已實現收益1,640萬美元和2023年年初至今的2180萬美元部分抵消了營業淨回值的減少，與2022年第二季度和2022年年初至今相比，分別增加了1.404億美元和2.302億美元，當時我們錄得已實現虧損。我們報告的2023年第二季度淨收入為2.136億美元，2023年年初至今為2.65億美元，而2022年第二季度的淨收入為1.81億美元，2022年年初至今的淨收入為2.378億美元。

其他綜合收益（虧損）

其他綜合收益或虧損包括不計入淨收益或虧損的美國淨資產的外幣折算調整。2023年第二季度外幣折算虧損4,650萬美元，2023年年初至今為4,700萬美元，這與我們的美國淨資產價值變化有關，也是由於截至2023年6月30日加元兑美元與2023年3月31日和2022年12月31日相比走強。截至2023年6月30日，加元/美元的匯率為1.3238加元/美元，而2023年3月31日為1.3528加元/美元，2022年12月31日為1.3534加元/美元。

資本支出

截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月的資本支出彙總如下。

2023年第二季度的勘探和開發支出為1.707億美元，2023年年初至今為4.043億美元，而2022年第二季度為9,660萬美元，2022年年初至今為2.505億美元。2023年第二季度和2023年年初至今的勘探和開發支出反映了開發活動的增加以及導致2022年同期相關成本上漲的通貨膨脹壓力，以及2023年6月20日收購完成後從Ranger手中收購的房產的開發活動支出。

在加拿大，2023年第二季度的勘探和開發支出為9,640萬美元，2023年年初至今為2.81億美元，而2022年第二季度為5190萬美元，2022年年初至今為1.78億美元。2023年第二季度的鑽探和完井支出為7,750萬美元，2023年年初至今為2.325億美元，這反映了輕油和重油開發活動與2022年第二季度和2022年同期相比有所增加，當時我們的支出分別為3,730萬美元和1.443億美元。2023年年初至今，我們還在設施上投資了2,830萬美元，在土地、地震和其他支出上投資了2,020萬美元。

美國2023年第二季度的勘探和開發總支出為7,430萬美元，2023年年初至今為1.233億美元，而2022年第二季度為4,480萬美元，2022年年初至今為7,240萬美元。2023年第二季度和2023年年初至今的勘探和開發活動包括2023年6月20日至2023年6月30日收購完成後從Ranger手中收購的房產的3,410萬美元開發活動支出。不包括對Ranger的收購，美國的勘探和開發支出在2023年第二季度和2023年年初至今保持穩定，這反映了通貨膨脹導致的成本略高以及與2022年同期相比加元疲軟。

我們在2023年年初至今的勘探和開發支出符合預期，我們現在預計2023年全年支出為10.05億至10.45億美元，這反映了我們從Ranger手中收購的伊格爾福特運營物業的支出。

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6月30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。

為了維持運營和支持我們的長期計劃，管理債務水平是我們的首要任務。截至2023年6月30日，淨負債 (1) 為28億美元，而截至2022年12月31日為9.874億美元。淨負債的增加主要是由於支付了7.328億美元的現金對價，以及假設與Ranger合併後假設的淨負債為11億美元。該交易的現金部分由Baytex擴大的11億美元信貸額度、1.5億美元的兩年期定期貸款額度以及發行將於2030年到期的8億美元優先無抵押票據的淨收益提供資金。Baytex於2023年4月27日完成了本金8億美元的優先無抵押票據發行，合併完成後所得款項將從託管中發放。

2023年6月，作為股東回報框架的一部分，我們續訂了正常發行人的出價（“NCIB”），並於2023年7月開始回購普通股。在2023年第二季度之後直到2023年7月26日，我們已花費2140萬美元回購和註銷470萬股普通股。2023年7月27日，董事會宣佈向2023年9月15日登記在冊的股東派發每股0.0225加元的季度現金股息，該股息將於2023年10月2日支付。出於加拿大所得税的目的，這些股息被指定為 “合格股息”。出於美國所得税的目的，Baytex的股息被視為 “合格股息”。

信貸設施

截至2023年6月30日，我們的信貸額度下未償還的借款本金為9.869億美元。我們的信貸額度包括11億美元的循環信貸額度（“循環貸款”）和1.5億美元的非循環定期貸款（“定期貸款”）（統稱 “信貸額度”）。

2023年6月20日，我們修改了信貸額度，以促進合併時支付的現金對價，並承擔Ranger的淨負債。週轉基金增至11億美元，並於2026年4月1日到期。循環融資是有擔保的，包括向Baytex提供的5000萬美元運營貸款和7.5億美元的銀團循環貸款，以及Baytex的全資子公司Baytex Energy USA, Inc.的4,500萬美元運營貸款和2.55億美元的銀團循環貸款。定期貸款有抵押並於2025年6月20日到期。修訂後的信貸額度包含一項額外的財務契約，即債務總額與銀行息税折舊攤銷前利潤的最高比率為4. 0:1.0，並將利息覆蓋範圍的最低比率提高到3. 5:1.0（從2. 0:1.0）。

信貸額度不是借款基礎貸款，也不需要每年或每半年進行一次審查。在到期前不需要強制性本金還款，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。循環貸款下的預付款可以用加拿大或美國的基金提取，並按銀行的最優惠貸款利率、銀行承兑貼現率或擔保隔夜融資利率（“SOFR”）以及適用的利潤率計息。定期貸款下的預付款可以用美國資金提取，並按銀行的擔保隔夜融資利率（“SOFR”）加上適用的利率計息。

2023年第二季度信貸額度的加權平均利率為6.8％，2023年年初至今為6.5％，而2022年第二季度和2022年年初至今分別為2.8％和2.6％。與2022年相比，隨着2023年政府基準利率的提高，我們的信貸額度利率有所提高。

截至2023年6月30日，Baytex有1,680萬美元的未償信用證，其中1,550萬美元屬於2000萬美元的未承付無抵押活期循環信用證額度（2022年12月31日——未償還1,570萬美元）。該貸款下的信用證由加拿大出口發展部擔保，不使用信貸額度下的可用容量。

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。

（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。

財務契約

下表彙總了截至2023年6月30日適用於信貸額度的財務契約以及我們遵守這些契約的情況。

(1) “優先擔保債務” 是根據信貸額度協議計算的，定義為信貸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6月30日，我們的優先擔保債務為9.869億美元。

(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條款和定義計算的，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，並基於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6月30日的十二個月中，銀行息税折舊攤銷前利潤為21億美元。

(3) “利息覆蓋率” 是根據信貸額度協議計算的，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，並按過去十二個月計算。截至2023年6月30日的十二個月中，融資和利息支出為1.558億美元。

(4) “總債務” 根據信貸額度協議計算，定義為Baytex的所有債務、負債和負債，不包括貿易和其他應付賬款、資產報廢義務、租賃、遞延所得税負債和金融衍生品負債。截至2023年6月30日，我們的總債務為26億美元。

長期票據

截至2023年6月30日，我們有兩次未償還的長期票據，本金總額為16億美元。長期票據不包含任何財務維持契約。

2020年2月5日，我們發行了本金總額為5億美元的優先無抵押票據，將於2027年4月1日到期，利率為每年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按指定的贖回價格全部或部分贖回，並將在2026年4月1日至到期日期間按面值贖回。截至2023年6月30日，8.75％的已發行優先票據中，本金總額為4.098億美元。

2023年4月27日，我們發行了本金總額為8億美元的優先無抵押票據，將於2030年4月30日到期，每半年利率為8.50％（“8.50％的優先票據”）。8.50％的優先票據以面值的98.709％發行，可以在2026年4月30日之後以指定的贖回價格全部或部分贖回，並將在2028年4月30日至到期日期間按面值贖回。淨收益為10億美元，相當於1,370萬美元的原始發行折扣，Baytex在發行時還產生了1,850萬美元的交易成本。

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6月30日的六個月中，我們根據基於股份的薪酬計劃發行了590萬股普通股，並在與Ranger的合併完成時發行了3.114億股普通股。截至2023年6月30日，我們已發行和流通的普通股為8.622億股，沒有已發行和流通的優先股。

在2023年6月30日之後直到2023年7月26日，我們以每股4.59美元的平均價格回購了NCIB旗下的470萬股普通股。

合同義務

我們有許多財務義務是在正常業務過程中產生的。這些債務中有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6月30日的這些債務以及為這些債務提供資金的預期時間。

(1) 工具的本金。

(2) 不包括我們信貸額度的利息，因為利息支付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）			Q2			Q1			Q4			Q3			Q2			Q1			Q4			Q3
石油和天然氣銷售			598,760			555,336			648,986			712,065			854,169			673,825			552,403			488,736
淨收益（虧損）			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——攤薄			0.36			0.09			0.64			0.47			0.32			0.10			0.98			0.06
調整後的資金流 (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——攤薄			0.47			0.43			0.46			0.51			0.60			0.49			0.37			0.35
自由現金流 (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——攤薄			0.16			—			0.26			0.20			0.43			0.21			0.24			0.18
來自經營活動的現金流			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——攤薄			0.33			0.34			0.55			0.56			0.63			0.35			0.42			0.31
探索和開發			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
美國			74,301			49,020			17,993			50,303			44,752			27,692			14,174			18,736
財產收購			(62)			506			1,085			—			208			59			1,443			89
處置收益			(50)			(235)			(148)			(25,460)			(14)			(27)			(6,857)			(701)
淨負債 (1)			2,814,844			995,170			987,446			1,113,559			1,123,297			1,275,680			1,409,717			1,564,658
總資產 (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
已發行普通股			862,192			545,553			544,930			547,615			560,139			569,214			564,213			564,213
每日產量
總產量（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
美國（boe/d）			33,887			26,109			29,918			27,391			28,170			27,482			30,428			31,748
基準價格
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
埃德蒙頓每桶石油（美元/桶）			95.13			99.04			109.57			116.79			137.79			115.66			93.29			83.78
加元/美元平均匯率			1.3431			1.3520			1.3577			1.3059			1.2766			1.2661			1.2600			1.2601
AECO 天然氣 ($/mcf)			2.35			4.34			5.58			5.81			6.27			4.59			4.94			3.54
紐約商品交易所天然氣（美元/百萬英熱單位）			2.10			3.42			6.26			8.20			7.17			4.95			5.83			4.01
扣除混合和其他費用後的總銷售額（美元/英國央行）(2)			66.82			63.48			74.93			87.68			105.44			86.89			70.42			63.85
特許權使用費（美元/英國央行）(4)			(13.21)			(11.94)			(15.23)			(19.21)			(22.69)			(16.86)			(13.47)			(12.32)
運營費用（美元/boe）(4)			(14.62)			(14.40)			(13.06)			(14.39)			(14.21)			(13.85)			(12.83)			(11.46)
交通費用（美元/英國央行）(4)			(1.78)			(2.18)			(1.85)			(1.67)			(1.56)			(1.27)			(1.10)			(1.06)
運營淨回報（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（虧損）收益（美元/英國央行）(4)			2.00			0.69			(6.21)			(9.98)			(16.41)			(11.59)			(9.49)			(7.34)
扣除金融衍生品後的運營淨回報（美元/英國央行）(2)			39.21			35.65			38.58			42.43			50.57			43.32			33.53			31.67

（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) 對先前披露的金額進行了修訂，以符合本期的列報方式。

(4) 計算方法為適用時期的特許權使用費支出、運營費用、運輸費用或金融衍生品損益除以桶裝石油當量產量。

我們過去八個季度的業績反映了隨着石油和天然氣價格的走強，我們嚴格執行了資本計劃。2023年第二季度的產量為89,761桶/日，從2020年第四季度的79,872桶/日穩步增長，這反映了強勁的油井表現和開發活動的增加，原因是大宗商品價格的改善以及2023年6月20日結束的與Ranger合併的產量貢獻。

在俄羅斯入侵烏克蘭之後，大宗商品價格在2022年升至多年高位，這加劇了全球石油和天然氣供應的不確定性，我們2022年第二季度的實現銷售價格為每桶105.44美元。我們2023年第二季度的已實現價格為66.82美元/英國央行，這反映了最近由於對未來需求的擔憂和經濟放緩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實現銷售價格的基礎。2023年第二季度調整後的資金流 (1) 為2.736億美元，這反映了我們在美國和加拿大的開發計劃以及與Ranger的合併之後的強勁價格實現和生產業績。

淨負債可能每季度波動，具體取決於勘探和開發支出、收購和處置的時機、自由現金流的變化以及用於折算美元計價債務的加元/美元收盤匯率。淨負債（1）從2020年第四季度的16億美元增加到2023年第二季度的28億美元，這主要是由於與Ranger的合併於2023年第二季度完成，以及1.59億美元的股東回報。淨負債的變化還反映了過去八個季度產生的9.543億美元的自由現金流（2）。

（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

2023年6月，國際可持續發展準則委員會（“ISSB”）發佈了IFRS S1可持續發展相關財務信息披露通用要求和IFRS S2氣候相關披露，這些要求在2024年1月1日或之後開始的年度報告期內生效。這些準則在IFRS S1中規定了過渡救濟，允許報告實體在根據可持續發展準則報告的第一年僅報告與氣候相關的風險和機會。

加拿大證券管理局（“CSA”）負責確定加拿大上市公司的報告要求，並負責與採用可持續性披露標準相關的決定，包括有效的年度報告日期。CSA 於 2021 年 10 月發佈了擬議的《國家儀器 NI-51-107 — 氣候相關事項披露》。加拿大證券管理局打算在其關於制定加拿大報告發行人的氣候相關披露要求的決定中，除了考慮美國報告要求的發展外，還要考慮ISSB的標準。CSA將邀請加拿大可持續發展標準委員會（“CSSB”）共同審查加拿大采用ISSB標準的適用性。在 CSA 和 CSSB 發佈關於加拿大報告要求的決定之前，不要求加拿大的上市公司採用 ISSB 的標準。儘管我們正在積極審查ISSB的標準，但我們尚未確定其對未來財務報表的影響，也沒有量化遵守這些標準的成本。

資產負債表外交易

截至2023年6月30日，我們沒有任何財務安排被排除在合併財務報表之外，截至本MD&A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6月30日的六個月中，除了與Ranger的業務合併相關的關鍵會計估計外，我們的重要會計估計沒有變化。有關我們關鍵會計政策和估算的更多信息，請參閲截至2022年12月31日止年度的經審計的年度合併財務報表和MD&A的附註。

特定的財務措施

在本MD&A中，我們指的是某些特定的財務指標（例如自由現金流、運營淨回值、總銷售額、扣除混合和其他費用、重油銷售、扣除混合和其他費用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對類似指標的計算相提並論。本 MD&A 還包含 “調整後的資金流” 和 “淨負債” 這兩個術語，它們是資本管理指標。我們認為，在評估Baytex的財務業績時，納入這些特定的財務指標可以為財務報表用户提供有用的信息。

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6月30日的三個月和六個月合併財務報表中的附註13——石油和天然氣銷售。

(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損益是金融衍生品損益的一部分。有關更多信息，請參閲截至2023年6月30日的三個月和六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

淨負債

我們使用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。我們將淨負債定義為我們的信貸額度和未償還的長期票據的總和，這些票據根據未攤銷的債務發行成本、貿易和其他應付賬款、現金、貿易和其他應收賬款進行了調整。我們還使用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正在進行的業務提供資金。

下表總結了我們對淨負債的計算。

(1) 未攤銷的債務發行成本來自截至2023年6月30日的三個月和六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。這些金額是Baytex在合同開始時支付的剩餘費用。

調整後的資金流

調整後的資金流用於監測運營業績以及我們為勘探和開發支出籌集資金以及清償放棄債務的能力。調整後的資金流包括根據非現金營運資金變化調整的經營活動的現金流、在適用時期內結算的資產報廢債務、交易成本和衍生品的現金溢價。

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

我們必須遵守第52-109號多邊文書《發行人年度和中期申報中的披露證明》。該文書要求我們在中期 MD&A 中披露在此期間我們對財務報告的內部控制中可能對我們的財務報告內部控制產生重大影響或可能產生重大影響的任何弱點或變化。我們確認，除下述事項外，在截至2023年6月30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，也沒有對財務報告進行任何更改。

2023年6月20日，Baytex完成了對Ranger的收購，Ranger是一家在納斯達克交易所上市的上市石油和天然氣公司。自2023年6月20日以來，Ranger的業務已包含在Baytex的合併財務報表中。但是，Baytex沒有足夠的時間來適當評估Ranger以前使用的披露控制和程序以及財務報告的內部控制，並將其與Baytex的披露控制和程序以及內部控制措施整合在一起。因此，認證人員限制了其披露控制和程序以及財務報告的內部控制的設計範圍，將Ranger的控制措施、政策和程序排除在外（加拿大和美國適用的證券法允許）。Baytex已制定一項計劃，將在2024年6月20日之前完成對所收購業務的控制、政策和程序的評估。

在截至2023年6月30日的三個月中，Ranger先前持有的資產貢獻了4,900萬美元的收入（佔總收入的8％）和90萬美元的税前淨收入（佔税前淨收入總額的3％）。截至2023年6月30日，與被收購實體相關的流動資產為1.784億美元，非流動資產為33億美元，流動負債為3.217億美元，非流動負債為7,440萬美元。

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，本文件包含的前瞻性陳述，這些陳述涉及但不限於：對我們打算進一步加強資產負債表和自由現金流分配的預期，包括債務償還和股東回報；我們2023年在勘探和開發支出、平均日產量、特許權使用費率和運營、運輸、一般和管理及利息支出方面的獨立指導方針；風險管理計劃的存在、運營和戰略；我們期望兑現股票獎勵；為計劃中的資本支出提供資金以及監測和管理資本資源和流動性的方式；我們可能發行債務或股權證券、出售資產或調整資本支出。

這些前瞻性陳述基於某些關鍵假設，除其他外：石油和天然氣價格以及輕油、中油和重油價格之間的差異；油井產量和儲量；我們通過勘探和開發活動增加產量和儲量的能力；野火對我們產量的未來影響；按照當前的發展速度，我們的核心資產有超過10年的開發庫存；資本支出水平；我們在信貸協議下的借貸能力；及時收到我們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，包括運營和運輸成本；利息和外匯匯率；現有税收和特許權使用費制度的延續；我們的套期保值計劃；我們按照目前設想的方式開發原油和天然氣資產的能力；以及當前的行業狀況、法律和法規繼續生效（或，更改在哪裏已提出，這些修改如預期的那樣獲得通過）。提醒讀者，儘管Baytex在準備時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，實際取得的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：與Baytex任何不可預見的負債相關的風險；Baytex未能達到其指導方針；石油和天然氣價格的波動和價格差異（包括Covid-19的影響）；與持續的野火相關的風險；氣候變化舉措施加的限制或成本以及氣候變化的物理風險；與我們開發房產和增加儲備的能力相關的風險；能源轉型對需求的影響石油生產；所得税或其他的變化法律或政府激勵計劃；收集、加工和管道系統的可用性和成本；留住或更換我們的領導層和關鍵人員；資本或借款的可用性和成本；與第三方運營我們的鷹福特房產相關的風險；與大型項目相關的風險；開發和運營我們的房產的成本，包括運輸成本；公眾的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額保險；與我們的熱稠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；我們的信用融資可能無法提供足夠的流動性或可能無法續期；未能遵守我們債務協議中的契約；交易對手違約的風險；土著索賠的影響；與擴展到新活動相關的風險；與我們的證券所有權相關的風險，包括市場因素的變化；美國和其他非居民股東面臨的風險，包括執行民事補救措施的能力、申報儲備金和生產的不同做法、適用於非居民的額外税收以及外匯風險；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表年度報告和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因素和其他風險因素。

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、記錄日期和與之相關的支付日期）都將由Baytex董事會自行決定，並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，包括但不限於合同限制和償付能力測試的滿意度根據適用的公司法對Baytex施加的。此外，任何股息的實際金額、申報日期、記錄日期和支付日期均由Baytex董事會自行決定。