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2025年第一季度MD & A1
附件 99.2
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管理层的讨论与分析
截至二零二五年三月三十一日止三个月及二零二四年三月三十一日止三个月
2025年5月5日
以下是管理层对Baytex Energy Corp.截至2025年3月31日止三个月的经营业绩和财务业绩的讨论和分析（“MD & A”）。这些信息截至2025年5月5日提供。在本MD & A中，“Baytex”、“公司”、“我们”、“我们”和“我们的”以及类似术语均指Baytex Energy Corp.及其在合并基础上的子公司，除非文意另有所指。截至2025年3月31日止三个月（“Q1/2025”）的业绩已与截至2024年3月31日止三个月（“Q1/2024”）的业绩进行比较。本MD & A应与公司截至2025年3月31日止三个月的未经审核简明综合中期财务报表（“综合财务报表”）、截至2024年12月31日及2023年12月31日止年度的经审核比较综合财务报表（连同附注）及截至2024年12月31日止年度的年度资料表格（“AIF”）一并阅读。这些文件和有关Baytex的其他信息可在SEDAR +网站www.sedarplus.ca和美国证券交易委员会www.sec.gov上查阅。除非另有说明，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，所有表格金额均以数千加元为单位。
在这份MD & A中，每桶石油当量（“BOE”）的数量是使用六千立方英尺天然气到一桶石油的转换率计算的，这代表了适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，而不代表井口的价值当量。虽然它对比较措施有用，但它可能无法准确反映单个产品价值，如果孤立使用可能会产生误导。
本MD & A包含前瞻性信息和陈述，以及根据国际会计准则理事会规定的国际财务报告准则（“IFRS”）没有任何标准化含义的某些措施。术语“运营净回值”、“自由现金流”、“平均特许权使用费率”、“重油，扣除混合和其他费用”和“总销售额，扣除混合和其他费用”是特定的财务计量，不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义，因此可能无法与使用类似术语的其他公司提出的类似计量进行比较。这份MD & A还包含“调整后的资金流”和“净债务”这两个术语，它们是资本管理措施。请参阅我们关于前瞻性信息和声明的咨询以及我们在MD & A末尾指定的财务措施的摘要。
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Baytex Energy Corp.是一家专注于北美的石油和天然气公司，总部位于艾伯塔省卡尔加里。该公司在加拿大和美国（“美国”）开展业务。加拿大运营部门包括我们在Viking和Duvernay的轻质石油资产、我们在Peace River和Lloydminster的重油资产以及我们在加拿大西部的常规石油和天然气资产。美国运营部门包括我们在德克萨斯州的Eagle Ford运营和非运营资产。
第一季度亮点
Baytex在2025年第一季度实现了强劲的运营和财务业绩。2025年第一季度的产量为144,194桶油当量/天，勘探和开发支出为4.051亿美元，与我们的全年计划一致，反映了我们在美国和加拿大成功的开发计划。我们产生了自由现金流(1)5250万美元，并向股东返还3010万美元。
我们在2025年第一季度的勘探和开发支出为4.051亿美元，与2024年第一季度的4.126亿美元相似，与我们全年计划在12-13亿美元的年度指导范围的低端支出一致。在美国，我们投资了2.208亿美元，2025年第一季度的平均产量为81,814桶油当量/天，而2024年第一季度的勘探和开发支出为2.544亿美元，产量为88,540桶油当量/天。在加拿大，我们投资了1.843亿美元，2025年第一季度的产量为62,380桶油当量/天，而2024年第一季度的勘探和开发支出为1.581亿美元，产量为62,081桶油当量/天。
由于需求减弱、供应增加和全球经济担忧，油价在2025年第一季度后期开始下滑。2025年Q1的WTI基准价为71.42美元/桶，低于2024年Q1时WTI平均76.96美元/桶。由于加拿大石油差价收窄、美国天然气价格上涨、NGL变现改善以及加元走弱，调整后的资金流导致实现定价强劲(2)与2024年第一季度相比，2025年第一季度为4.639亿美元，经营活动产生的现金流为4.313亿美元，当时我们产生了4.238亿美元的调整后资金流和3.838亿美元的经营活动现金流。
(1)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
(2)资本管理措施。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
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2025年第一季度MD & A2
净债务(1)2025年3月31日为24亿美元，比2024年12月31日低2690万美元，这反映了我们将自由现金流分配给2025年第一季度的债务偿还。自由现金流(2)2025年第一季度产生的5250万美元被分配用于偿还债务以及3010万美元的股东回报，包括股票回购和季度股息。我们预计净债务将在2025年剩余时间内下降，因为我们在为股息提供资金后继续将自由现金流分配给资产负债表。
(1)资本管理措施。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
(2)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
2025年指南
下表将我们的2025年年度指导与我们的2025年第一季度业绩进行了比较。我们交付的运营和财务业绩与我们的年度计划一致。我们2025年勘探和开发支出的指导区间为1.2至13亿美元，支持14.8万至15.2万桶油当量/天的年产量。鉴于当前的大宗商品价格环境，我们预计2025年勘探和开发支出和产量将趋向于这些区间的低端。
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2025年年度指导(1)
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2025年第一季度业绩
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| 勘探和开发支出 | 1.2-13亿美元 | 4.051亿美元 | ||||||
| 产量（BOE/d） |
148,000 - 152,000(2)
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144,194 | ||||||
| 费用： | ||||||||
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平均权利费率(3)
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~ 23% | 22.4 | % | |||||
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运营中(4)
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11.75-12.50美元/桶油当量 | 11.38美元/桶油当量 | ||||||
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交通运输(4)
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2.40美元-2.55美元/桶油当量 | 2.35美元/桶油当量 | ||||||
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一般和行政(4)
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9000万美元（1.67美元/桶油当量）(5)
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2560万美元（1.97美元/桶油当量） | ||||||
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现金利息(4)
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1.8亿美元（3.33美元/桶油当量）(5)
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4680万美元（3.61美元/桶油当量） | ||||||
| 当期所得税 |
~EBITDA的1%(6)
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占EBITDA的0.4%(6)
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| 租赁支出 | 1000万美元 | 270万美元 | ||||||
| 资产报废义务 | 2500万美元 | 350万美元 | ||||||
(1)正如2024年12月3日宣布的那样。
(2)正如宣布的2024年12月20日与Kerrobert Thermal资产出售。
(3)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
(4)有关这些措施构成的描述，请参阅本MD & A的运营费用、运输费用、一般和行政费用以及融资和利息费用部分。
(5)一般和行政及现金利息的每桶油当量金额已更新，以反映生产指导范围的低端。
(6)EBITDA是根据我们修订的信贷便利协议计算的，该协议可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。
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2025年第一季度MD & A3
经营成果
加拿大运营部门包括我们在Viking和Duvernay的轻质石油资产、我们在Peace River和Lloydminster的重油资产以及我们在加拿大西部的常规石油和天然气资产。美国运营部门包括我们在德克萨斯州运营和非运营的Eagle Ford资产。
生产
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
| 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | |||||||||||||||
| 日常生产 | ||||||||||||||||||||
| 液体（bbl/d） | ||||||||||||||||||||
| 轻油和凝析油 | 11,775 | 50,560 | 62,335 | 11,493 | 54,543 | 66,036 | ||||||||||||||
| 重油 | 40,192 | — | 40,192 | 40,560 | — | 40,560 | ||||||||||||||
| 天然气液体（NGL） | 3,123 | 15,923 | 19,046 | 2,631 | 16,668 | 19,299 | ||||||||||||||
| 液体总量（bbl/d） | 55,090 | 66,483 | 121,573 | 54,684 | 71,211 | 125,895 | ||||||||||||||
| 天然气（mcf/d） | 43,743 | 91,988 | 135,731 | 44,380 | 103,973 | 148,353 | ||||||||||||||
| 总产量（BOE/d） | 62,380 | 81,814 | 144,194 | 62,081 | 88,540 | 150,620 | ||||||||||||||
| 生产组合 | ||||||||||||||||||||
| 细分市场占总数的百分比 | 43 | % | 57 | % | 100 | % | 41 | % | 59 | % | 100 | % | ||||||||
| 轻油和凝析油 | 19 | % | 62 | % | 43 | % | 19 | % | 62 | % | 44 | % | ||||||||
| 重油 | 64 | % | — | % | 28 | % | 65 | % | — | % | 27 | % | ||||||||
| NGL | 5 | % | 19 | % | 13 | % | 4 | % | 19 | % | 13 | % | ||||||||
| 天然气 | 12 | % | 19 | % | 16 | % | 12 | % | 19 | % | 16 | % | ||||||||
2025年第一季度的产量为144,194桶油当量/天，与预期一致，低于2024年第一季度的150,620桶油当量/天，这反映了我们未运营的Eagle Ford资产的发展较低、美国的严冬天气以及2024年第四季度非核心重油资产的处置。
加拿大2025年第一季度的产量为62,380桶油当量/天，而2024年第一季度的产量为62,081桶油当量/天。尽管在2024年第四季度处置了来自Kerrobert热资产的2,000桶油当量/天的重油产量，但我们成功的轻质和重油开发计划导致2025年第一季度的产量比2024年第一季度增加了299桶油当量/天。
美国2025年第一季度的产量为81,814桶油当量/天，而2024年第一季度为88,540桶油当量/天。美国的产量在2025年第一季度有所下降，这反映出2024年末和2025年初非运营的Eagle Ford活动减少。2025年第一季度的严冬天气暂时扰乱了我们的运营，并影响了该期间的产量约2000桶油当量/天。我们在2025年第一季度启动了27口（净15.6口）井的生产，而2024年第一季度则启动了37口（净22.4口）井的生产。
2025年初至今总产量为144,194桶油当量/天，与预期一致。我们预计产量将处于我们年度指导范围的低端。148,000-152,000桶油当量/d为2025.
商品价格
我们的原油和天然气生产收到的价格直接影响我们的收益、自由现金流和我们的财务状况。
原油
在2025年第一季度，由于地缘政治事件和对全球经济活动放缓的担忧，全球原油基准定价波动较大。由于OPEC +的供应增加以及北美产量增长，2025年第一季度的原油价格相对于2024年第一季度较低。WTI基准价格2025年第一季度平均为71.42美元/桶，而2024年第一季度为76.96美元/桶。
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2025年第一季度MD & A4
我们将我们的美国原油生产收到的价格与德克萨斯州休斯顿的麦哲伦东休斯顿（“MEH”）流进行比较，后者是美国墨西哥湾沿岸轻油定价的代表性基准。MEH基准在2025年第一季度平均为73.37美元/桶，而2024年第一季度为78.95美元/桶，由于进入全球市场，其交易价格通常高于WTI。MEH相对于WTI的基准溢价在2025年Q1为1.95美元/桶，与2024年Q1的溢价1.99美元/桶一致。
由于缺乏出口到多样化市场的机会以及来自加拿大西部的运输成本，加拿大石油贸易价格较WTI贴水。加拿大油价相对于WTI的价差会根据加拿大西部的产量和库存水平在不同时期波动。在2024年5月从TMX管道扩建开始出口后，加拿大2025年第一季度的石油价差相对于2024年第一季度有所收窄。
我们将我们在加拿大的轻质油生产收到的价格与埃德蒙顿平价基准油价进行比较。埃德蒙顿平价在2025年第一季度的平均价格为95.27美元/桶，而2024年第一季度的平均价格为92.16美元/桶。2025年第一季度埃德蒙顿票面价格较WTI贴水5.03美元/桶，而2024年第一季度贴水8.63美元/桶。
我们将我们在加拿大的重油生产收到的价格与WCS重油基准进行比较。2025年第一季度的WCS基准平均为84.33美元/桶，而2024年同期为77.73美元/桶。WCS与WTI的重油价差在2025年第一季度为12.65美元/桶，而2024年第一季度为19.33美元/桶。
天然气
加拿大和美国2025年第一季度的天然气价格反映了寒冷冬季天气带来的增量需求以及加拿大产量增长带来的额外供应。
我们的美国天然气产量是参照纽约商业交易所（“NYMEX”）天然气指数定价的。NYMEX2025年第一季度天然气基准平均为3.65美元/百万英热单位，而2024年第一季度为2.24美元/百万英热单位。
在加拿大，我们收到的天然气定价基于AECO基准，由于加拿大天然气生产的市场准入有限，该基准的交易价格低于NYMEX。AECO基准在2025年第一季度平均为2.02美元/MCF，与2024年第一季度的2.05美元/MCF一致。
下表比较了截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的选定基准价格和我们的平均实现售价。
| 截至3月31日止三个月 | |||||||||||
| 2025 | 2024 | 改变 | |||||||||
| 基准平均数 | |||||||||||
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WTI原油（美元/桶）(1)
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71.42 | 76.96 | (5.54) | ||||||||
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MEH石油（美元/桶）(2)
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73.37 | 78.95 | (5.58) | ||||||||
| MEH油价差对WTI（美元/桶） | 1.95 | 1.99 | (0.04) | ||||||||
|
埃德蒙顿平价石油（美元/桶）(3)
|
95.27 | 92.16 | 3.11 | ||||||||
| Edmonton par oil difference to WTI（US $/bbl） | (5.03) | (8.63) | 3.60 | ||||||||
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WCS重油（$/bbl）(4)
|
84.33 | 77.73 | 6.60 | ||||||||
| WCS重油对WTI价差（美元/桶） | (12.65) | (19.33) | 6.68 | ||||||||
|
AECO天然气（$/mcf）(5)
|
2.02 | 2.05 | (0.03) | ||||||||
|
NYMEXG天然气（US $/mmbtu）(6)
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3.65 | 2.24 | 1.41 | ||||||||
| 加元/美元平均汇率 | 1.4350 | 1.3488 | 0.0862 | ||||||||
(1)WTI是指适用期限的NYMEXpromply月份WTI的算术平均值。
(2)MEH参考适用期间Argus WTI休斯顿差分加权指数价格的算术平均值。
(3)Edmonton par是指基准MSW原油的平均发布价格。
(4)WCS是指基准WCS重油的平均过磅价格。
(5)AECO是指加拿大天然气价格记者（“CGPR”）公布的AECO算术平均月前指数价格。
(6)NYMEXE参考CGPR公布的NYMEXE最后一天平均指数价格。
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2025年第一季度MD & A5
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
| 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | |||||||||||||||
| 平均实现销售价格 | ||||||||||||||||||||
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轻油和凝析油（美元/桶）(1)
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$ | 93.86 | $ | 100.76 | $ | 99.46 | $ | 91.05 | $ | 101.93 | $ | 100.03 | ||||||||
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重油，扣除混合和其他费用（美元/桶）(2)
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73.51 | — | 73.51 | 65.22 | — | 65.22 | ||||||||||||||
|
NGL（$/bbl）(1)
|
28.07 | 31.95 | 31.31 | 26.60 | 26.08 | 26.15 | ||||||||||||||
|
天然气（$/mcf）(1)
|
2.05 | 4.92 | 3.99 | 2.42 | 2.37 | 2.39 | ||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用（美元/桶油当量）(2)
|
$ | 67.92 | $ | 74.01 | $ | 71.38 | $ | 62.33 | $ | 70.48 | $ | 67.12 | ||||||||
(1)计算方法为轻质油和凝析油或NGL销量除以适用期间的桶油当量生产量，或天然气销量除以适用期间的千立方英尺生产量。
(2)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
平均实现销售价格
我们的总销售额，扣除每桶油当量的混合和其他费用(1)2025年第一季度为71.38美元/桶油当量，而2024年第一季度为67.12美元/桶油当量。尽管由于加拿大石油价差收窄、天然气价格上涨和美国NGL实现情况改善，以及加元相对于2024年第一季度走弱，WTI有所下降，但我们的平均实现销售价格有所上涨。
我们将我们在加拿大的轻质油实现价格与埃德蒙顿平价基准价进行比较。我们实现的轻油和凝析油价格较2025年第一季度的埃德蒙顿平价1.41美元/桶有折扣，与2024年第一季度的折扣1.11美元/桶一致。
我们的美国轻质油和凝析油生产收到的价格基于MEH基准。我们在2025年第一季度实现的轻油和凝析油价格平均为100.76美元/桶，而2024年第一季度为101.93美元/桶。以美元表示，我们2025年第一季度实现的轻油和凝析油价格相对于2025年第一季度MEH的折扣为3.15美元/桶，而2024年第一季度的折扣为3.38美元/桶。
我们在2025年第一季度实现的重油价格，扣除混合和其他费用，比2024年第一季度增加了8.29美元/桶，而同期WCS基准价格增加了6.60美元/桶。由于与2024年第一季度相比，采购用于混合的凝析油成本相对于基于WCS基准的混合产品在2025年第一季度的销售收到的价格更低，因此我们的实现价格比基准价格上涨更多。
我们实现的NGL价格占WTI的百分比取决于我们NGL体积的产品组合和基础产品市场价格的变化。我们实现的NGL价格(2)2025年第一季度为31.31美元/桶，或WTI的31%（以加元表示），这反映出与2024年第一季度相比，乙烷定价强劲，当时我们实现的NGL价格为26.15美元/桶或WTI的25%（以加元表示）。
我们将我们在美国的实际天然气价格与NYMEXbenchmark和加拿大的AECO benchmark价格进行比较。我们预测的2025年Q1加拿大和美国实际天然气价格变化与AECO和NYMEXB基准价格相对于2024年Q1的变化是一致的。
(1)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
(2)计算方法为轻质油和凝析油或NGL销量除以适用期间的桶油当量生产量，或天然气销量除以适用期间的千立方英尺生产量。
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2025年第一季度MD & A6
石油和天然气销售
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
| （千美元） | 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | ||||||||||||||
| 石油销售 | ||||||||||||||||||||
| 轻油和凝析油 | $ | 99,469 | $ | 458,495 | $ | 557,964 | $ | 95,221 | $ | 505,894 | $ | 601,115 | ||||||||
| 重油 | 338,711 | — | 338,711 | 304,924 | — | 304,924 | ||||||||||||||
| NGL | 7,888 | 45,788 | 53,676 | 6,368 | 39,562 | 45,930 | ||||||||||||||
| 石油销售总额 | 446,068 | 504,283 | 950,351 | 406,513 | 545,456 | 951,969 | ||||||||||||||
| 天然气销售 | 8,083 | 40,696 | 48,779 | 9,800 | 22,423 | 32,223 | ||||||||||||||
| 石油和天然气销售总额 | 454,151 | 544,979 | 999,130 | 416,313 | 567,879 | 984,192 | ||||||||||||||
| 混合和其他费用 | (72,820) | — | (72,820) | (64,208) | — | (64,208) | ||||||||||||||
|
销售总额，净混合和其他
费用(1)
|
$ | 381,331 | $ | 544,979 | $ | 926,310 | $ | 352,105 | $ | 567,879 | $ | 919,984 | ||||||||
(1)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
2025年第一季度扣除混合和其他费用后的总销售额为9.263亿美元，这反映出与2024年第一季度相比实现的定价更高，当时扣除混合和其他费用后的总销售额为9.20亿美元。总销售额（扣除混合和其他费用）的增长反映了较高的已实现定价，这超过了2025年第一季度相对于2024年第一季度产量下降的影响。
在加拿大，由于我们的实际定价增加，2025年第一季度的总销售额（扣除混合和其他费用）为3.813亿美元，高于2024年第一季度报告的3.521亿美元。
在美国，2025年第一季度的石油和天然气销售总额为5.45亿美元，低于2024年第一季度报告的5.679亿美元。较高的已实现定价导致2025年第一季度的总销售额相对于2024年第一季度增加了2600万美元，而较低的产量导致总销售额相对于2024年第一季度减少了4890万美元。
版税
特许权使用费支付给各种政府实体以及土地和矿权所有者。特许权使用费是根据毛收入或运营净回扣减去特定重油项目的资本投资计算的，通常以总销售额的百分比表示，扣除混合和其他费用。实际特许权使用费率可能因多种原因而有所不同，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区域。下表汇总了我们截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的特许权使用费和特许权使用费率。
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
| （除%和每桶油当量外，千美元） | 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | ||||||||||||||
| 版税 | $ | 59,256 | $ | 148,681 | $ | 207,937 | $ | 56,564 | $ | 152,607 | $ | 209,171 | ||||||||
|
平均权利费率(1)(2)
|
15.5 | % | 27.3 | % | 22.4 | % | 16.1 | % | 26.9 | % | 22.7 | % | ||||||||
|
每桶油当量的特许权使用费(3)
|
$ | 10.55 | $ | 20.19 | $ | 16.02 | $ | 10.01 | $ | 18.94 | $ | 15.26 | ||||||||
(1)平均特许权使用费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)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
(3)每桶油当量的特许权使用费计算为特许权使用费除以适用期间的桶油当量生产量。
2025年第一季度的特许权使用费为2.079亿美元，占总销售额的22.4%，扣除混合和其他费用，而2024年第一季度为2.092亿美元，占22.7%。
我们2025年第一季度在加拿大的平均特许权使用费率为15.5%，与2024年第一季度的16.1%保持一致。在美国，我们2025年第一季度的平均特许权使用费率为27.3%，与2024年第一季度的26.9%保持一致。
我们2025年初至今的平均特许权使用费率为22.4%，与我们2025年23.0%的年度指导一致。
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2025年第一季度MD & A7
营业费用
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
| （除每桶油当量外，千美元） | 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | ||||||||||||||
| 营业费用 | $ | 75,580 | $ | 72,123 | $ | 147,703 | $ | 85,403 | $ | 88,032 | $ | 173,435 | ||||||||
|
每桶油当量运营费用(1)
|
$ | 13.46 | $ | 9.79 | $ | 11.38 | $ | 15.12 | $ | 10.93 | $ | 12.65 | ||||||||
(1)每桶油当量的运营费用计算为运营费用除以适用期间的桶油当量产量。
2025年第一季度的总运营费用为1.477亿美元（11.38美元/桶油当量），低于2024年第一季度的1.734亿美元（12.65美元/桶油当量），反映了Peavine的产量增长以及2024年第四季度非核心Kerrobert Thermal资产的处置。
在加拿大，2025年第一季度的总运营费用为7560万美元（13.46美元/桶油当量），低于2024年第一季度的8540万美元（15.12美元/桶油当量）。与2024年相比，总运营费用和单位运营费用的下降是由于碳税合规成本降低以及在2024年第四季度处置成本更高的非核心资产。
在美国，2025年第一季度的运营费用为7210万美元（9.79美元/桶油当量），低于2024年第一季度的8800万美元（10.93美元/桶油当量）。以美元表示的美国每桶油当量运营费用，2025年第一季度为6.82美元/桶油当量，低于2024年第一季度的8.10美元/桶油当量。与2024年第一季度相比，总运营费用和单位运营费用的下降反映了我们的成本节约举措和2025年第一季度的产量下降。
2025年初至今11.38美元/桶油当量的运营费用与预期一致，我们2025年的年度指导区间为11.75-12.50美元/桶油当量。
运输费用
运输费用包括通过卡车或管道将生产转移到销售点所产生的成本。运输费用可能因期间而异，因为我们寻求优化销售价格和运输费率。
下表比较了我们截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的运输费用。
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
| （除每桶油当量外，千美元） | 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | ||||||||||||||
| 运输费用 | $ | 18,779 | $ | 11,733 | $ | 30,512 | $ | 18,210 | $ | 11,625 | $ | 29,835 | ||||||||
|
每桶油当量运输费用(1)
|
$ | 3.34 | $ | 1.59 | $ | 2.35 | $ | 3.22 | $ | 1.44 | $ | 2.18 | ||||||||
(1)每桶油当量的运输费用按适用期间的运输费用除以桶油当量生产量计算。
2025年第一季度运输费用为3050万美元（2.35美元/桶油当量），而2024年第一季度为2980万美元（2.18美元/桶油当量）。加拿大和美国2025年第一季度的总运输费用和单位运输费用与2024年第一季度一致。
2025年第一季度2.35美元/桶油当量的单位运输费用与预期一致，略低于我们2025年2.40美元-2.55美元/桶油当量的年度指导区间。
混合和其他费用
混合和其他费用主要包括为降低我们通过管道运输的重油的粘度而购买的混合稀释剂的成本，以满足管道规格。购买的稀释剂记录为混合和其他费用。调和产品收到的价格记为重油销售收入。我们针对重油销售进行净混合和其他费用，以将我们产量的实现价格与基准定价进行比较。
2025年第一季度的混合和其他费用为7280万美元，而2024年第一季度为6420万美元。更高的混合和其他费用反映了2025年合同安排的变化，导致更高的混合和其他费用。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A8
金融衍生品
作为我们正常运营的一部分，我们会受到大宗商品价格、外汇汇率、利率和股价变化的影响。为了努力管理这些风险敞口，我们利用了各种金融衍生品合约，这些合约旨在部分降低我们自由现金流的波动性。在该期间结算的合同根据市场价格与合同价格和未结清的名义数量相比产生已实现的收益或损失。随着远期市场波动和新合同的执行，未结算合同的公允价值变动在该期间报告为未实现损益。下表汇总了我们截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的金融衍生品合约结果。
| 截至3月31日止三个月 | |||||||||||
| （千美元） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
| 已实现金融衍生品收益（亏损） | |||||||||||
| 原油 | $ | (834) | $ | 946 | $ | (1,780) | |||||
| 天然气 | 640 | 4,542 | (3,902) | ||||||||
| 合计 | $ | (194) | $ | 5,488 | $ | (5,682) | |||||
| 未实现金融衍生品收益（亏损） | |||||||||||
| 原油 | $ | (34,041) | $ | (31,465) | $ | (2,576) | |||||
| 天然气 | (15,384) | (885) | (14,499) | ||||||||
| 合计 | $ | (49,425) | $ | (32,350) | $ | (17,075) | |||||
| 金融衍生品总收益（亏损） | |||||||||||
| 原油 | $ | (34,875) | $ | (30,519) | $ | (4,356) | |||||
| 天然气 | (14,744) | 3,657 | (18,401) | ||||||||
| 合计 | $ | (49,619) | $ | (26,862) | $ | (22,757) | |||||
我们在2025年第一季度录得的金融衍生品总亏损为4960万美元，而2024年第一季度的亏损为2690万美元。2025年第一季度已实现金融衍生品亏损20万美元，原因是天然气合同收益为60万美元，原油合同损失为80万美元。2025年第一季度未实现金融衍生品亏损4940万美元，原因是原油合同亏损3400万美元，天然气合同亏损1540万美元。我们的金融衍生品合约的公允价值导致截至2025年3月31日的净负债为2550万美元，而截至2024年12月31日的净资产为2390万美元。
有关2025年5月5日我们未完成合同的完整清单，请参阅合并财务报表附注16。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A9
运营NetBack
下表汇总了截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月我们在加拿大和美国业务的按每桶油当量计算的运营净收益。
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
| （除成交量外，每桶油当量美元） | 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | ||||||||||||||
| 总产量（BOE/d） | 62,380 | 81,814 | 144,194 | 62,081 | 88,540 | 150,620 | ||||||||||||||
| 运营净回值： | ||||||||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用(1)
|
$ | 67.92 | $ | 74.01 | $ | 71.38 | $ | 62.33 | $ | 70.48 | $ | 67.12 | ||||||||
| 减： | ||||||||||||||||||||
|
版税(2)
|
(10.55) | (20.19) | (16.02) | (10.01) | (18.94) | (15.26) | ||||||||||||||
|
营业费用(2)
|
(13.46) | (9.79) | (11.38) | (15.12) | (10.93) | (12.65) | ||||||||||||||
|
运输费用(2)
|
(3.34) | (1.59) | (2.35) | (3.22) | (1.44) | (2.18) | ||||||||||||||
|
运营净回(1)
|
$ | 40.57 | $ | 42.44 | $ | 41.63 | $ | 33.98 | $ | 39.17 | $ | 37.03 | ||||||||
|
已实现金融衍生品收益（亏损）(3)
|
— | — | (0.01) | — | — | 0.40 | ||||||||||||||
|
金融衍生品后的经营净回(1)
|
$ | 40.57 | $ | 42.44 | $ | 41.62 | $ | 33.98 | $ | 39.17 | $ | 37.43 | ||||||||
(1)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
(2)有关这些措施的构成说明，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损益除以适用期间的桶油当量生产量。
我们2025年第一季度41.63美元/桶油当量的运营净回值高于2024年第一季度的37.03美元/桶油当量，原因是我们实现的价格上涨导致单位销售净额高于特许权使用费。2025年第一季度的总运营费用为11.38美元/桶油当量，低于2024年第一季度的12.65美元/桶油当量，这反映了我们美国物业的活动水平降低和成本节约。2025年第一季度，我们扣除金融衍生品已实现损益的经营净收益为41.62美元/桶油当量，而2024年第一季度为37.43美元/桶油当量。
一般和行政费用
一般和行政（“G & A”）费用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运营勘探和开发活动所赚取的行政回收。G & A费用随总部人员配置水平和期间运营的勘探和开发活动水平而波动。
下表汇总了我们截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的G & A费用。
| 截至3月31日止三个月 | |||||||||||
| （除每桶油当量外，千美元） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
| 一般和行政费用毛额 | $ | 32,662 | $ | 28,763 | $ | 3,899 | |||||
| 间接费用回收 | (7,056) | (6,351) | (705) | ||||||||
| 一般和行政费用 | $ | 25,606 | $ | 22,412 | $ | 3,194 | |||||
|
每桶油当量的一般和行政费用(1)
|
$ | 1.97 | $ | 1.64 | $ | 0.33 | |||||
(1)每桶油当量的一般和行政费用计算为一般和行政费用除以适用期间的桶油当量产量。
2025年第一季度的G & A费用为2560万美元（1.97美元/桶油当量），而2024年第一季度的G & A费用为2240万美元（1.64美元/桶油当量），这反映了某些成本的时间安排。G & A费用2560万美元(1.97美元/桶油当量）的2025年第一季度与预期一致，高于我们2025年约9000万美元（1.67美元/桶油当量）的年度指导，这反映了时间安排和我们对2025年剩余时间产量的预期。
融资和利息费用
融资和利息支出包括我们的信贷额度、长期票据和租赁义务的利息以及非现金融资成本，其中包括我们的债务发行成本和资产报废义务的增加。融资和利息费用因期间未偿债务水平、适用的借款利率、加元/美元外汇汇率、资产报废债务的账面金额以及用于对这些债务进行现值的贴现率而有所不同。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A 10
下表汇总了我们截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的融资和利息支出。
| 截至3月31日止三个月 | |||||||||||
| （除每桶油当量外，千美元） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
| 信贷融资利息 | $ | 6,183 | $ | 18,289 | $ | (12,106) | |||||
| 长期票据利息 | 40,279 | 34,678 | 5,601 | ||||||||
| 租赁债务利息 | 325 | 313 | 12 | ||||||||
| 现金利息 | $ | 46,787 | $ | 53,280 | $ | (6,493) | |||||
| 债务发行成本的增加 | 2,810 | 3,060 | (250) | ||||||||
| 资产报废义务的增加 | 5,649 | 4,927 | 722 | ||||||||
| 融资和利息支出 | $ | 55,246 | $ | 61,267 | $ | (6,021) | |||||
|
每桶油当量现金利息(1)
|
$ | 3.61 | $ | 3.89 | $ | (0.28) | |||||
|
每桶油当量的融资和利息支出(1)
|
$ | 4.26 | $ | 4.47 | $ | (0.21) | |||||
(1)计算方法为现金利息或融资及利息支出除以适用期间的桶油当量生产量。
2025年第一季度融资和利息支出为5520万美元（4.26美元/桶油当量），而2024年第一季度为6130万美元（4.47美元/桶油当量）。2025年第一季度利息成本下降是由于与2024年第一季度相比，未偿债务余额减少。
2025年第一季度的现金利息为4680万美元（3.61美元/桶油当量），低于2024年第一季度的5330万美元（3.89美元/桶油当量）。我们的信贷额度利息较低反映了2025年第一季度未偿债务余额较低，而长期票据利息较高是由于2024年第二季度发行7.375%优先票据后未偿本金金额增加所致。2025年第一季度适用于我们信贷融资的加权平均利率为6.9%，而2024年第一季度为7.8%。
由于2025年第一季度的资产报废义务负债增加，2025年第一季度的资产报废义务增加额为560万美元，高于2024年第一季度的490万美元。债务发行成本增加280万美元 2025年第一季度与2024年第一季度的310万美元保持一致。
2025年第一季度的现金利息支出为4680万美元（3.61美元/桶油当量），高于我们2025年1.8亿美元（3.33美元/桶油当量）的年度指引，这与预期一致，因为我们预计将在2025年剩余时间内减少债务和我们对产量的预期。
勘探和评估费用
勘探和评估（“E & E”）费用与租约到期和终止确认未证明商业可行性和技术可行性的勘探项目的成本有关。E & E费用将根据到期租约的时间、到期租约的累计成本以及与公司勘探计划相关的经济事实和情况而有所不同。2025年第一季度勘探和评估费用为10.70万美元，而2024年第一季度为1.80万美元。
耗竭和折旧
损耗和折旧费用随公司油气资产的账面价值、探明储量和概略储量的数量以及期间的生产速度而变化。下表汇总了截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的损耗和折旧费用。
| 截至3月31日止三个月 | |||||||||||
| （除每桶油当量外，千美元） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
| 耗竭 | $ | 315,843 | $ | 341,435 | $ | (25,592) | |||||
| 折旧 | 4,080 | 2,702 | 1,378 | ||||||||
| 损耗和折旧 | $ | 319,923 | $ | 344,137 | $ | (24,214) | |||||
|
每桶油当量损耗和折旧(1)
|
$ | 24.65 | $ | 25.11 | $ | (0.46) | |||||
(1)每桶油当量耗损和折旧费用的计算方法是耗损和折旧费用除以适用期间的桶油当量产量。
2025年第一季度消耗和折旧费用为3.199亿美元（24.65美元/桶油当量），而2024年第一季度为3.441亿美元（25.11美元/桶油当量）。与2024年第一季度相比，2025年第一季度的总损耗和折旧费用以及每桶BOE损耗和折旧较低，原因是产量下降以及已探明储量加上可能储量的未来开发成本下降，这导致我们的石油和天然气资产在2025年第一季度的可消耗基数较低。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A 11
减值
我们评估了我们的石油和天然气资产以及勘探和评估资产的减值或减值转回指标，并得出结论，在2025年3月31日和2024年12月31日，我们的任何现金产生单位都不需要估计可收回金额。
股份补偿费用
以股份为基础的薪酬（“SBC”）费用包括与我们的股份奖励激励计划、激励奖励计划和递延股份单位计划相关的费用。与以现金结算的奖励相关的SBC费用在奖励归属期内在净收益或亏损中确认，并产生相应的以股份为基础的补偿负债。SBC费用随未归属股票奖励的数量和我们普通股市场价格的变化而变化。
我们在2025年第一季度记录的SBC费用为80万美元，而2024年第一季度为950万美元。Q1/2025的SBC费用反映了公司股价下跌导致SBC费用相对Q1/2024较低。
外汇
未实现外汇损益主要是由于我们在加拿大功能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发生变化。长期票据和信贷便利在资产负债表日使用收盘加元兑美元汇率折算为加元，产生未实现损益。已实现的外汇损益是由于在我们的加拿大功能货币实体中发生的以美元计价的日常交易。
| 截至3月31日止三个月 | |||||||||||
| （千美元，汇率除外） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
| 未实现汇兑（收益）损失 | $ | (3,475) | $ | 38,718 | $ | (42,193) | |||||
| 已实现汇兑（收益）损失 | (403) | 1,219 | (1,622) | ||||||||
| 汇兑（收益）损失 | $ | (3,878) | $ | 39,937 | $ | (43,815) | |||||
| 加元兑美元汇率： | |||||||||||
| 期初 | 1.4405 | 1.3205 | |||||||||
| 期末 | 1.4379 | 1.3533 | |||||||||
我们在2025年第一季度录得390万美元的外汇收益，而2024年第一季度的亏损为3990万美元。
2025年第一季度未实现外汇收益350万美元，与2024年12月31日相比，由于2025年3月31日加元相对于美元走强，我们以美元计价的长期票据和信贷额度的报告金额发生了变化。2024年第一季度未实现外汇损失3870万美元与我们的长期票据和信贷额度的报告金额变化有关，原因是与2023年12月31日相比，2024年3月31日加元相对于美元走弱。
已实现的外汇损益将根据我们的加拿大功能货币实体的日常美元计价交易的金额和时间而波动。我们在2025年第一季度录得40万美元的已实现外汇收益，而2024年第一季度的亏损为120万美元。
所得税
| 截至3月31日止三个月 | |||||||||||
| （千美元） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
| 当期所得税费用 | $ | 2,152 | $ | 1,680 | $ | 472 | |||||
| 递延所得税费用 | 18,611 | 15,801 | 2,810 | ||||||||
| 所得税费用总额 | $ | 20,763 | $ | 17,481 | $ | 3,282 | |||||
|
当前每桶油当量的所得税费用(1)
|
$ | 0.17 | $ | 0.12 | $ | 0.05 | |||||
(1)每桶油当量的当期所得税费用计算为当期所得税费用除以适用期间的桶油当量产量。
2025年第一季度的当前所得税费用为220万美元，与2024年第一季度记录的170万美元一致，主要涉及遣返和相关税收。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A 12
我们在2025年第一季度记录的递延所得税费用为1860万美元，而2024年第一季度为1580万美元。与2024年第一季度相比，2025年第一季度的递延税项费用有所增加，原因是该期间产生的收入增加。
2016年6月，某些间接附属实体收到了加拿大税务局（“CRA”）的重新评估，这些评估否认了与2011年至2015年所得税计算相关的非资本损失扣除。在反对和提交之后，CRA于2023年11月发布了关于其先前重新评估的确认通知。2024年2月，Baytex向加拿大税务法院提交了上诉通知，我们估计可能需要两到三年才能收到判决。重新评估不要求我们支付任何金额以参与上诉程序。如果我们在加拿大税务法院不成功，可以提出更多上诉；我们估计，这一过程可能还需要两年时间，甚至可能更长。
我们仍然相信，受影响实体的税务申报是正确的，并将捍卫我们的税务申报立场。在2023年第四季度，我们以5030万美元的保费购买了2.725亿美元的保险，这将有助于管理与此事项相关的诉讼风险。CRA最近发布的重新评估声称，信托所欠税款为2.448亿美元，截至重新评估之日的逾期付款利息为2.116亿美元，2011纳税年度的逾期申报罚款为410万美元。
作为背景，我们在2010年收购了几个私人持有的商业信托，累计非资本损失为5.9 10亿美元（“损失”）。这些损失随后在计算这些信托的应税收入时被扣除。如2023年11月确认的那样，重新评估不允许扣除损失，原因有二。首先，重新评估指称，信托被重新安置，由此产生的继承信托无法获得前身信托的损失。其次，重新评估声称，《所得税法》（加拿大）的一般反避税规则的运作是拒绝扣除损失。如果在用尽可用的上诉后，继续不允许扣除损失，信托或其公司受益人将欠下现金税、逾期付款利息和潜在的罚款。所欠现金税、逾期付款利息和潜在罚款的金额取决于最终承担责任的纳税人（信托或其公司受益人）以及纳税人可用于抵消重新评估收入的未使用的避税额度，包括可能结转并适用于以前年度的以后年度的避税额度。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A13
净收入（损失）和调整后资金流动
截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的经调整资金流量和净收入构成如下表所示。
| 截至3月31日止三个月 | |||||||||||
| （千美元） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
| 石油和天然气销售 | $ | 999,130 | $ | 984,192 | $ | 14,938 | |||||
| 版税 | (207,937) | (209,171) | 1,234 | ||||||||
| 收入，扣除特许权使用费 | 791,193 | 775,021 | 16,172 | ||||||||
| 费用 | |||||||||||
| 运营中 | (147,703) | (173,435) | 25,732 | ||||||||
| 交通运输 | (30,512) | (29,835) | (677) | ||||||||
| 混合和其他 | (72,820) | (64,208) | (8,612) | ||||||||
|
运营净回(1)
|
$ | 540,158 | $ | 507,543 | $ | 32,615 | |||||
| 一般和行政 | (25,606) | (22,412) | (3,194) | ||||||||
| 现金利息 | (46,787) | (53,280) | 6,493 | ||||||||
| 已实现金融衍生品（亏损）收益 | (194) | 5,488 | (5,682) | ||||||||
| 已实现汇兑收益（亏损） | 403 | (1,219) | 1,622 | ||||||||
| 现金其他费用 | (1,189) | (1,071) | (118) | ||||||||
| 当期所得税费用 | (2,152) | (1,680) | (472) | ||||||||
| 以现金份额为基础的薪酬 | (763) | (9,523) | 8,760 | ||||||||
|
调整后资金流(2)
|
$ | 463,870 | $ | 423,846 | $ | 40,024 | |||||
| 交易成本 | — | (1,539) | 1,539 | ||||||||
| 勘探与评估 | (107) | (18) | (89) | ||||||||
| 损耗和折旧 | (319,923) | (344,137) | 24,214 | ||||||||
| 非现金融资和利息 | (8,459) | (7,987) | (472) | ||||||||
| 未实现金融衍生品损失 | (49,425) | (32,350) | (17,075) | ||||||||
| 未实现汇兑收益（亏损） | 3,475 | (38,718) | 42,193 | ||||||||
| 处置（亏损）收益 | (1,229) | 2,661 | (3,890) | ||||||||
| 递延所得税费用 | (18,611) | (15,801) | (2,810) | ||||||||
| 净收入（亏损） | $ | 69,591 | $ | (14,043) | $ | 83,634 | |||||
(1)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
(2)资本管理措施。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
我们在2025年第一季度产生了4.639亿美元的调整后资金流，而2024年第一季度为4.238亿美元。调整后资金流增加4000万美元主要是由于商品价格上涨导致扣除特许权使用费后的收入增加和运营费用减少。
我们报告2025年第一季度的净收入为6960万美元，而2024年第一季度的净亏损为1400万美元。2025年第一季度净收入的增长是由于较低的消耗率和相关的消耗费用以及未实现的外汇收益，部分被较高的未实现金融衍生品损失所抵消。
其他综合收益
其他综合收益包括不在净收益或亏损中确认的美国净资产的外币折算调整。2025年第一季度840万美元的外币折算损失与我们的美国净资产价值变化有关，是由于与2024年12月31日相比，2025年3月31日加元相对于美元的价值发生变化。截至2025年3月31日，加元兑美元汇率为1.4379加元/美元，而2024年12月31日的汇率为1.4405加元/美元。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A 14
资本支出
截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的资本支出汇总如下。
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
| （千美元） | 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | ||||||||||||||
| 钻井、完井和装备 | $ | 167,478 | $ | 185,762 | $ | 353,240 | $ | 126,007 | $ | 219,939 | $ | 345,946 | ||||||||
| 设施及其他 | 16,841 | 35,016 | 51,857 | 32,119 | 34,486 | 66,605 | ||||||||||||||
| 勘探和开发支出 | $ | 184,319 | $ | 220,778 | $ | 405,097 | $ | 158,126 | $ | 254,425 | $ | 412,551 | ||||||||
| 物业收购 | $ | 469 | $ | 788 | $ | 1,257 | $ | 34,275 | $ | 1,128 | $ | 35,403 | ||||||||
| 处置收益 | $ | (2,677) | $ | 411 | $ | (2,266) | $ | (25) | $ | — | $ | (25) | ||||||||
2025年第一季度勘探和开发支出为4.051亿美元，而2024年第一季度为4.126亿美元。2025年第一季度的勘探和开发支出反映了我们在加拿大积极的重油和轻油开发计划以及在美国较低的非运营Eagle Ford开发。
在加拿大，2025年第一季度的勘探和开发支出为1.843亿美元，而2024年第一季度为1.581亿美元。2025年第一季度的钻井和完井支出为1.675亿美元，高于2024年第一季度，当时我们的支出为1.26亿美元，这反映了我们轻质和重质石油资产的开发活动水平增加。
2025年第一季度美国勘探和开发支出总额为2.208亿美元，而2024年第一季度为2.544亿美元。与2024年第一季度相比，2025年第一季度的勘探和开发支出减少，反映出我们非经营性Eagle Ford物业的开发活动减少。
2025年第一季度的勘探和开发支出为4.051亿美元，与预期一致，反映了我们积极的2025年第一季度钻探计划。我们预计2025年的勘探和开发支出将处于我们12-13亿美元的年度指导区间的低端。
资本资源和流动性
我们的资本管理目标是保持强大的资产负债表，提供财务灵活性，以执行我们的发展计划，为股东提供回报，并通过战略收购和处置优化我们的投资组合。我们努力根据经济形势的变化，积极管理我们的资本结构。于2025年3月31日，我们的资本结构由股东资本、长期票据、贸易应收款项、预付款项及其他资产、贸易应付款项、应付股息、股份补偿负债、其他长期负债、现金及信贷融资组成。
为了管理我们的资本结构和流动性，我们可能会不时发行或回购股权或债务证券，进行包括出售资产在内的业务交易或调整资本支出，以管理当前和预计的债务水平。无法确定如果需要，这些额外的资本来源中的任何一个都将可用。
管理债务水平是Baytex的优先事项，以维持运营并支持我们的业务战略。净债务(1)2025年3月31日的24亿美元比2024年12月31日的24亿美元低2690万美元，这反映了我们将自由现金流分配给2025年第一季度的债务偿还。自由现金流分配给债务偿还和股东回报，包括股票回购和季度股息。以目前的大宗商品价格，我们预计2025年末净债务将减少，因为我们在为股息提供资金后继续将自由现金流分配给资产负债表。
(1)资本管理措施。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
信贷便利
截至2025年3月31日，我们的循环信贷额度下有2.503亿美元的未偿本金，总额为11亿美元（16亿美元）（“信贷额度”），将于2028年5月9日到期。信贷融通有担保，包括为Baytex提供的5000万美元经营贷款和7.5亿美元银团循环贷款，以及为Baytex的全资子公司Baytex能源信托 USA，Inc.提供的4500万美元经营贷款和2.55亿美元银团循环贷款。
到期前不需要强制本金支付，可根据我们的要求延长。除下文详述的财务契约外，信贷便利还包含标准商业契约。Baytex信贷便利下的垫款可以在加拿大或美国的基金中提取，并按银行的最优惠贷款利率、CORRA利率或有担保隔夜融资利率（“SOFR”）以及适用的保证金计息。Baytex能源信托 USA，Inc.信贷便利下的垫款可以从美国资金中提取，并按银行的最优惠贷款利率或SOFR计息，外加适用的保证金。
2025年第一季度信贷融通的加权平均利率为6.9%，而2024年第一季度为7.8%。随着政府基准利率的降低，我们的信贷融资利率有所下降。
截至2025年3月31日，我们在信贷便利下有500万美元的未偿信用证（2024年12月31日-未偿580万美元）。
有关信贷便利的协议和相关修订协议可在SEDAR +网站www.sedarplus.ca和美国证券交易委员会www.sec.gov上查阅。
财务契约
下表汇总了适用于信贷便利的财务契约以及我们在2025年3月31日遵守这些契约的情况。
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契约说明
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截至2025年3月31日的持仓情况 |
盟约
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高级担保债务(1)银行EBITDA(2)（最大比例）
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0.1:1.0 | 3.5:1.0 | ||||||
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利息覆盖率(3)（最低比率）
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11.2:1.0 | 3.5:1.0 | ||||||
|
总债务(4)银行EBITDA(2)（最大比例）
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1.0:1.0 |
4:0:1.0
|
||||||
(1)“优先担保债务”根据信贷融资协议计算，定义为信贷融资协议中确定的信贷融资和其他担保债务的本金金额。截至2025年3月31日，该公司的高级担保债务总额为2.55亿美元。
(2)“银行EBITDA”是根据信贷融资协议中规定的条款和定义计算的，这些条款和定义调整了融资和利息费用、所得税、非经常性损失、某些特定的未实现和非现金交易的净收入或损失，并根据过去十二个月的基础计算，包括重大收购的影响，就好像它们发生在十二个月期间的开始一样。截至2025年3月31日止十二个月的银行EBITDA为22亿美元。
(3)“利息覆盖率”是根据信贷融资协议计算的，计算为银行EBITDA与融资和利息费用的比率，不包括某些非现金交易，并按过去十二个月的基础计算，包括重大收购的影响，就好像它们发生在十二个月期间的开始一样。截至2025年3月31日的十二个月的融资和利息支出为1.98亿美元。
(4)“总债务”根据信贷融资协议计算，定义为Baytex的所有义务、负债和债务，不包括贸易应付款项、股份补偿负债、应付股息、资产报废义务、租赁、递延所得税负债、其他长期负债和金融衍生负债。截至2025年3月31日，公司总债务总额为22亿美元的未偿本金。
长期票据
截至2025年3月31日，我们有两笔未偿还的长期票据发行，本金总额为20亿美元。长期票据不包含任何财务维护契约。
于2023年4月27日，我们发行本金总额为8亿美元、于2030年4月30日到期、每半年付息8.50%的优先无抵押票据（“8.50%优先票据”）。8.50%优先票据可由我们选择在2026年4月30日后按指定赎回价格全部或部分赎回，并可于2028年4月30日起按面值赎回至到期。
于2024年4月1日，我们发行本金总额为5.75亿美元、于2032年3月15日到期、按年利率7.375%每半年付息的优先无抵押票据（“7.375%优先票据”）。7.375%优先票据可由我们选择于2027年3月15日或之后按指定赎回价格全部或部分赎回，并可于2029年3月15日起按面值赎回至到期。
股东的资本
我们被授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2025年3月31日的三个月内，我们根据基于股份的薪酬计划发行了10万股普通股。截至2025年3月31日，我们有7.70亿股已发行和流通在外的普通股，没有已发行和流通在外的优先股。截至2025年5月2日，共有7.686亿股已发行在外普通股，没有已发行在外优先股。
我们的股东回报框架包括普通股回购和季度股息。在截至2025年3月31日的三个月中，我们根据我们的正常发行人出价（“NCIB”）以每股3.49美元的平均价格回购了370万股普通股，总对价为1280万美元。2024年6月，我们续签了NCIB，根据该协议，Baytex被允许在2024年7月2日开始的12个月期间内购买注销最多7010万股普通股，占截至2024年6月18日TSX定义的Baytex公众持股量的10%。Baytex获得了加拿大证券监管机构的豁免令，允许该公司通过纽交所和其他美国交易系统购买其普通股。
在截至2025年3月31日的三个月中，Baytex记录了与股权回购2%联邦税相关的20万美元负债（2024年12月31日-430万美元），该负债记入股东资本。
在2025年1月2日和4月1日，我们向登记在册的股东支付了每股0.02 25美元的季度现金股息。2025年5月5日，公司董事会宣布将于2025年7月2日向2025年6月13日登记在册的股东派发每股0.02 25美元的季度现金股息。这些股息被指定为加拿大所得税目的的“合格股息”。就美国所得税而言，Baytex的股息被视为“合格股息”。
合同义务
我们有一些财务义务是在日常业务过程中发生的。这些债务的很大一部分将由调整后的资金流提供资金。截至2025年3月31日的这些债务以及为这些债务提供资金的预期时间见下表。
| （千美元） | 合计 | 1年以下 | 1-3年 | 3-5年 | 超过5年 | ||||||||||||
| 信贷便利-本金 | $ | 250,284 | $ | — | $ | — | $ | 250,284 | $ | — | |||||||
| 长期票据-本金 | 1,977,044 | — | — | — | 1,977,044 | ||||||||||||
|
长期票据利息(1)
|
921,651 | 158,748 | 317,495 | 317,495 | 127,913 | ||||||||||||
| 租赁义务-本金 | 37,586 | 14,815 | 14,114 | 7,441 | 1,216 | ||||||||||||
| 加工协议 | 5,682 | 948 | 1,071 | 543 | 3,120 | ||||||||||||
| 运输协议 | 218,825 | 61,379 | 88,238 | 28,696 | 40,512 | ||||||||||||
| 合计 | $ | 3,411,072 | $ | 235,890 | $ | 420,918 | $ | 604,459 | $ | 2,149,805 | |||||||
(1)不包括我们的信贷额度的利息，因为利息支付根据浮动利率和未偿余额的变化而波动。
当井场和设施达到其经济寿命结束时，我们也有与废弃和复垦有关的持续义务。未来估计废弃和复垦成本的现值包含在财务状况表中列报的资产报废义务中。根据适用的立法要求，定期开展放弃和回收井场和设施的计划。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A15
季度财务信息
| 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||||||||||
| （千美元，每股普通股金额除外） | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | 第二季度 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | 第二季度 | |||||||||||||||||||||
| 石油和天然气销售 | 999,130 | 1,017,017 | 1,074,623 | 1,133,123 | 984,192 | 1,065,515 | 1,163,010 | 598,760 | |||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | 69,591 | (38,477) | 185,219 | 103,898 | (14,043) | (625,830) | 127,430 | 213,603 | |||||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.09 | (0.05) | 0.23 | 0.13 | (0.02) | (0.75) | 0.15 | 0.37 | |||||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.09 | (0.05) | 0.23 | 0.13 | (0.02) | (0.75) | 0.15 | 0.36 | |||||||||||||||||||||
|
调整后资金流(1)
|
463,870 | 461,886 | 537,947 | 532,839 | 423,846 | 502,148 | 581,623 | 273,590 | |||||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.60 | 0.59 | 0.68 | 0.65 | 0.52 | 0.60 | 0.68 | 0.47 | |||||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.60 | 0.59 | 0.67 | 0.65 | 0.52 | 0.60 | 0.68 | 0.47 | |||||||||||||||||||||
|
自由现金流(2)
|
52,529 | 254,838 | 220,159 | 180,673 | (88) | 290,785 | 158,440 | 96,313 | |||||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.07 | 0.33 | 0.28 | 0.22 | — | 0.35 | 0.19 | 0.17 | |||||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.07 | 0.33 | 0.28 | 0.22 | — | 0.35 | 0.18 | 0.16 | |||||||||||||||||||||
| 经营活动产生的现金流量 | 431,317 | 468,865 | 550,042 | 505,584 | 383,773 | 474,452 | 444,033 | 192,308 | |||||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.56 | 0.60 | 0.69 | 0.62 | 0.47 | 0.57 | 0.52 | 0.33 | |||||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.56 | 0.60 | 0.69 | 0.62 | 0.47 | 0.57 | 0.52 | 0.33 | |||||||||||||||||||||
| 宣派股息 | 17,334 | 17,598 | 17,732 | 18,161 | 18,494 | 18,381 | 19,138 | — | |||||||||||||||||||||
| 每普通股 | 0.0225 | 0.0225 | 0.0225 | 0.0225 | 0.0225 | 0.0225 | 0.0225 | — | |||||||||||||||||||||
| 勘探开发 | 405,097 | 198,177 | 306,332 | 339,573 | 412,551 | 199,214 | 409,191 | 170,704 | |||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 184,319 | 108,971 | 120,473 | 101,916 | 158,126 | 75,137 | 107,053 | 96,403 | |||||||||||||||||||||
| 美国 | 220,778 | 89,206 | 185,859 | 237,657 | 254,425 | 124,077 | 302,138 | 74,301 | |||||||||||||||||||||
| 物业收购 | 1,257 | 12,621 | 1,042 | 3,349 | 35,403 | 33,923 | 4,277 | (62) | |||||||||||||||||||||
| 处置收益 | (2,266) | (42,339) | (1,436) | (2,695) | (25) | (159,745) | (226) | (50) | |||||||||||||||||||||
|
净债务(1)
|
2,390,250 | 2,417,172 | 2,493,269 | 2,639,014 | 2,639,841 | 2,534,287 | 2,824,348 | 2,814,844 | |||||||||||||||||||||
| 总资产 | 7,824,576 | 7,759,745 | 7,614,157 | 7,770,926 | 7,717,495 | 7,460,931 | 8,946,181 | 8,617,444 | |||||||||||||||||||||
| 已发行普通股 | 770,039 | 773,590 | 787,328 | 804,977 | 821,322 | 821,681 | 845,360 | 862,192 | |||||||||||||||||||||
| 日常生产 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 总产量（BOE/d） | 144,194 | 152,894 | 154,468 | 154,194 | 150,620 | 160,373 | 150,600 | 89,761 | |||||||||||||||||||||
| 加拿大（BOE/d） | 62,380 | 65,332 | 64,668 | 63,688 | 62,081 | 64,744 | 63,289 | 55,874 | |||||||||||||||||||||
| 美国（BOE/d） | 81,814 | 87,562 | 89,800 | 90,506 | 88,540 | 95,629 | 87,311 | 33,887 | |||||||||||||||||||||
| 基准价格 | |||||||||||||||||||||||||||||
| WTI原油（美元/桶） | 71.42 | 70.27 | 75.10 | 80.57 | 76.96 | 78.32 | 82.26 | 73.78 | |||||||||||||||||||||
| WCS重油（$/bbl） | 84.33 | 80.77 | 83.98 | 91.72 | 77.73 | 76.86 | 93.02 | 78.85 | |||||||||||||||||||||
| 埃德蒙顿平价石油（美元/桶） | 95.27 | 94.98 | 97.91 | 105.30 | 92.16 | 99.72 | 107.93 | 95.13 | |||||||||||||||||||||
| 加元兑美元平均汇率 | 1.4350 | 1.3992 | 1.3636 | 1.3684 | 1.3488 | 1.3619 | 1.3410 | 1.3431 | |||||||||||||||||||||
| AECO天然气（$/mcf） | 2.02 | 1.46 | 0.81 | 1.44 | 2.05 | 2.66 | 2.39 | 2.35 | |||||||||||||||||||||
| NYMEXG天然气（US $/mmbtu） | 3.65 | 2.79 | 2.16 | 1.89 | 2.24 | 2.88 | 2.55 | 2.10 | |||||||||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用（美元/桶油当量）(2)
|
71.38 | 66.60 | 71.97 | 75.93 | 67.12 | 68.00 | 80.34 | 66.82 | |||||||||||||||||||||
|
特许权使用费（美元/桶油当量）(3)
|
(16.02) | (14.69) | (15.75) | (17.14) | (15.26) | (15.49) | (17.33) | (13.21) | |||||||||||||||||||||
|
运营费用（美元/桶油当量）(3)
|
(11.38) | (10.36) | (11.76) | (11.95) | (12.65) | (11.17) | (12.57) | (14.62) | |||||||||||||||||||||
|
运输费用（美元/桶油当量）(3)
|
(2.35) | (2.35) | (2.60) | (2.37) | (2.18) | (2.02) | (2.02) | (1.78) | |||||||||||||||||||||
|
运营净回值（美元/桶油当量）(2)
|
41.63 | 39.20 | 41.86 | 44.47 | 37.03 | 39.32 | 48.42 | 37.21 | |||||||||||||||||||||
|
金融衍生品（亏损）收益（美元/桶油当量）(3)
|
(0.01) | (0.15) | 0.02 | (0.16) | 0.40 | 0.84 | 0.15 | 2.00 | |||||||||||||||||||||
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扣除金融衍生品后的经营净回值（美元/桶油当量）(2)
|
41.62 | 39.05 | 41.88 | 44.31 | 37.43 | 40.16 | 48.57 | 39.21 | |||||||||||||||||||||
(1)资本管理措施。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
(2)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
(3)计算方法为特许权使用费、运营费用、运输费用或金融衍生品损益除以适用期间的桶油当量生产量。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A16
我们前八个季度的业绩反映了我们资本项目的严格执行，同时石油和天然气价格保持相对稳定。由于与2023年6月20日结束的Ranger Oil Corporation的合并以及我们在加拿大和美国的成功开发计划，产量从2023年第二季度的89,761桶油当量/天增加到2025年第一季度的144,194桶油当量/天。
由于OPEC +宣布新的减产，以及沙特阿拉伯和俄罗斯延长自愿减产，原油价格在2023年第三季度走强。这反映在我们2023年第三季度80.34美元/桶油当量的实现销售价格中，这是我们最近八个季度中最强劲的实现定价。我们2025年第一季度71.38美元/桶油当量的实现价格反映了该期间相对稳定的基准价格。
调整后的资金流直接受到我们的日均产量和基准商品价格变化的影响，这是我们实现销售价格的基础。调整后资金流(1)2025年第一季度4.639亿美元和4.313亿美元的经营活动现金流反映了我们在美国和加拿大的发展计划带来的强劲生产成果。
净债务可以根据勘探和开发支出的时间、我们调整后的资金流动的变化以及用于换算我们以美元计价的债务的收盘加元/美元汇率而按季度波动。净债务(1)从2023年第二季度的28亿美元降至2025年第一季度的24亿美元，反映了自由现金流(2)自2023年第二季度以来产生的12亿美元，以及分配给股东回报的5.794亿美元，部分被2025年第一季度加元走软所抵消，这增加了我们报告的美元计价债务金额。
(1)资本管理措施。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
(2)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本MD & A中的特定财务措施部分。
环境条例
由于我们参与石油和天然气的勘探和生产，我们受到各种排放、碳和其他环境法规的约束。有关与这些法规相关的风险以及它们未来可能如何影响我们的业务的完整描述，请参阅截至2024年12月31日止年度的AIF。
报告条例
公共企业环境报告不断发展，公司可能会受到额外的未来披露要求。国际可持续发展标准委员会（“ISSB”）发布了国际财务报告准则可持续发展披露标准，目标是制定环境可持续性披露的全球框架。加拿大可持续发展标准委员会发布了与ISSB发布保持一致的拟议标准，但包括针对加拿大特定修改的建议。加拿大证券管理局（“CSA”）还发布了拟议的国家文书51-107气候相关事项披露，其中对加拿大上市公司提出了额外的报告要求。2025年4月，CSA宣布暂停制定新的可持续发展报告要求，以使发行人能够适应美国和全球的最新发展。Baytex继续监测这些报告要求的发展，尚未量化遵守这些规定的成本。
资产负债表外交易
截至2025年3月31日，我们没有任何被排除在合并财务报表之外的重大财务安排，截至本MD & A日期，也没有任何此类安排尚未执行。
关键会计估计
截至2025年3月31日止三个月，我们的关键会计估计并无变动。有关我们关键会计政策和估计的更多信息，请参见截至2024年12月31日止年度的经审计年度综合财务报表和MD & A的附注。
具体财务措施
在这份MD & A中，我们提到了某些特定的财务指标（如自由现金流、运营净回馈、总销售额、混合和其他费用净额、重油销售额、混合和其他费用净额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。虽然这些措施在石油和天然气行业普遍使用，但我们对这些措施的确定可能无法与其他报告发行人提出的类似措施的计算进行比较。这份MD & A还包含“调整后的资金流”和“净债务”这两个术语，它们是资本管理措施。我们认为，在评估Baytex的财务结果时，纳入这些特定的财务措施为财务报表用户提供了有用的信息。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A17
非GAAP财务指标
销售总额，净混合和其他费用及重油，净混合和其他费用
总销售额，扣除混合和其他费用以及重油，扣除混合和其他费用，分别代表一个时期内产量实现的总收入和重油收入。销售总额，扣除混合和其他费用，包括经混合和其他费用调整后的石油和天然气销售总额。重油，扣除调油和其他费用，按重油销售减去调油和其他费用计算。我们认为，在根据基准商品价格分析我们对生产量的实际定价时，包括与购买量相关的混合和其他费用是有用的。
下表将重油、混合和其他费用净额与下表主要财务报表中披露的金额进行了核对。
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||
| （千美元） | 2025 | 2024 | ||||||
| 石油和天然气销售 | $ | 999,130 | $ | 984,192 | ||||
|
轻油和凝析油(1)
|
(557,964) | (601,115) | ||||||
|
NGL(1)
|
(53,676) | (45,930) | ||||||
|
天然气(1)
|
(48,779) | (32,223) | ||||||
| 重油 | $ | 338,711 | $ | 304,924 | ||||
|
混合和其他费用(2)
|
(72,820) | (64,208) | ||||||
| 重油，净调和和其他费用 | $ | 265,891 | $ | 240,716 | ||||
(1)石油和天然气销售的组成部分。更多信息见附注12-截至2025年3月31日止三个月的合并财务报表中的石油和天然气销售。
(2)与适用期间重油销售有关的混合和其他费用部分。
运营净回
经营净回值和金融衍生工具后的经营净回值用于评估我们的经营业绩和我们以生产单位为基础产生现金利润率的能力。运营净回馈包括石油和天然气销售，减去混合费用、特许权使用费、运营费用和运输费用。由于我们的金融衍生品被用于为我们的部分生产提供价格确定性，因此已实现的金融衍生品损益被添加到运营净回值中，以提供我们财务业绩的更完整的画面。
下表对已实现金融衍生品与石油和天然气销售后的经营净回值和经营净回值进行了核对。
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||
| （千美元） | 2025 | 2024 | ||||||
| 石油和天然气销售 | $ | 999,130 | $ | 984,192 | ||||
| 混合和其他费用 | (72,820) | (64,208) | ||||||
| 销售总额，扣除混合和其他费用 | 926,310 | 919,984 | ||||||
| 版税 | (207,937) | (209,171) | ||||||
| 营业费用 | (147,703) | (173,435) | ||||||
| 运输费用 | (30,512) | (29,835) | ||||||
| 运营净回 | $ | 540,158 | $ | 507,543 | ||||
|
已实现金融衍生品收益(1)
|
(194) | 5,488 | ||||||
| 实现金融衍生品后的经营净回 | $ | 539,964 | $ | 513,031 | ||||
(1)已实现的金融衍生品利得或损失是金融衍生品利得或损失的组成部分。详见附注16-截至2025年3月31日止三个月合并财务报表中的金融工具和风险管理。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A18
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、股息和收购机会的现金。自由现金流由经营活动产生的现金流组成，这些现金流根据非现金营运资本的变化、增加的石油和天然气资产、支付的租赁债务以及交易成本进行了调整。
自由现金流与经营活动现金流对账如下表所示。
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||
| （千美元） | 2025 | 2024 | ||||||
| 经营活动产生的现金流量 | $ | 431,317 | $ | 383,773 | ||||
| 非现金营运资本变动 | 29,034 | 32,023 | ||||||
| 石油和天然气资产的增加 | (405,097) | (412,551) | ||||||
| 租赁债务的付款 | (2,725) | (4,872) | ||||||
| 交易成本 | — | 1,539 | ||||||
| 自由现金流 | $ | 52,529 | $ | (88) | ||||
非公认会计原则财务比率
重油，每桶净混合和其他费用
重油，扣除混合和其他每桶费用，代表一段时期内生产的重油产量的实际价格。重油，净混合和其他费用是一种非公认会计准则计量，除以适用期间的重油产量桶以计算比率。我们使用重油，扣除混合和每桶其他费用，以WCS基准价格分析我们的已实现重油产量价格。
总销售额，扣除每桶油当量的混合和其他费用
总销售额，扣除混合和其他每桶油当量，用于将我们实现的定价与适用的基准价格进行比较，计算方法为总销售额，扣除混合和其他费用（非公认会计准则财务指标）除以适用期间的桶油当量产量。
平均权利费率
平均特许权使用费率用于评估我们不同时期的运营业绩，包括特许权使用费除以总销售额，扣除混合和其他费用（一种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有所不同，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区域。
每桶油当量运营净回值
每桶油当量的运营净回值是指运营净回值（一种非公认会计准则财务指标）除以适用期间的桶油当量产量，用于评估我们在单位产量基础上的运营业绩。每BOE已实现的金融衍生品损益加到每BOE的运营净回值中，得出每BOE扣除金融衍生品后的运营净回值。由于我们的金融衍生品被用于为我们的部分生产提供价格确定性，因此已实现的金融衍生品损益被添加到运营净回值中，以提供我们财务业绩的更完整的画面。
资本管理办法
净债务
我们使用净债务来监测我们目前的财务状况，并评估现有的流动性来源。我们还使用净债务预测来估计未来的流动性以及是否需要额外的资本来源来为持续运营提供资金。净债务包括我们的信贷额度和未偿还的长期票据，并根据未摊销的债务发行成本、贸易应付款项、股份补偿负债、应付股息、其他长期负债、现金、贸易应收款项、预付款项和其他资产进行了调整。
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A19
下表总结了我们对净债务的计算。
| 截至 | ||||||||
| （千美元） | 2025年3月31日 | 2024年12月31日 | ||||||
| 信贷便利 | $ | 234,683 | $ | 324,346 | ||||
|
未摊销债务发行成本-信贷便利(1)
|
15,601 | 16,861 | ||||||
| 长期票据 | 1,930,809 | 1,932,890 | ||||||
|
未摊还债务发行费用-长期票据(1)
|
46,235 | 47,729 | ||||||
| 贸易应付款项 | 582,053 | 512,473 | ||||||
| 股份补偿责任 | 12,602 | 24,732 | ||||||
| 应付股息 | 17,334 | 17,598 | ||||||
| 其他长期负债 | 20,849 | 20,887 | ||||||
| 现金 | (5,966) | (16,610) | ||||||
| 应收账款 | (391,905) | (387,266) | ||||||
| 预付和其他资产 | (72,045) | (76,468) | ||||||
|
净债务
|
$ | 2,390,250 | $ | 2,417,172 | ||||
(1)未摊销债务发行费用来自截至2025年3月31日止三个月的综合财务报表附注6-信贷融资和附注7-长期票据。这些金额代表Baytex在合同开始时支付的剩余费用余额。
调整后资金流
调整后的资金流用于监测经营业绩和公司为勘探和开发支出以及解决废弃义务产生资金的能力。调整后的资金流包括根据非现金营运资本变动调整的经营活动现金流、在适用期间结算的资产报废债务以及交易成本。
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对账。
| 截至3月31日止三个月 | ||||||||
| （千美元） | 2025 | 2024 | ||||||
| 经营活动现金流 | $ | 431,317 | $ | 383,773 | ||||
| 非现金营运资本变动 | 29,034 | 32,023 | ||||||
| 已结算的资产报废债务 | 3,519 | 6,511 | ||||||
| 交易成本 | — | 1,539 | ||||||
| 调整后资金流 | $ | 463,870 | $ | 423,846 | ||||
对财务报告的内部控制
我们被要求遵守多边文书52-109“发行人年度和临时备案中的披露证明”。该工具要求我们在中期MD & A中披露我们在该期间对财务报告的内部控制的任何弱点或变化，这些弱点或变化可能对我们对财务报告的内部控制产生重大影响，或合理地可能产生重大影响。我们确认，在截至2025年3月31日的三个月内，在财务报告内部控制方面未发现此类弱点，或对其进行了更改。
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案含义内的“前瞻性陈述”和适用的加拿大证券立法含义内的“前瞻性信息”（统称为“前瞻性陈述”）。在某些情况下，前瞻性陈述可以通过诸如“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“目标”、“正在进行”、“展望”、“潜在”、“计划”、“项目”、“应该”、“目标”、“将”、“将”或暗示未来结果、事件或业绩的类似词语来识别。本文件中包含的前瞻性陈述仅在本文件发布之日发表，并受到本警告性陈述的明确限定。
具体而言，本文件包含有关但不限于以下方面的前瞻性陈述：我们预计净债务将在2025年剩余时间内下降；我们的2025年指导方针为：勘探和开发支出、日均产量、特许权使用费率和运营费用、运输费用、一般和管理费用、现金利息费用、当期所得税、租赁支出和资产报废义务结算；我们风险管理计划的存在、运营和战略；解决加拿大税务局重新评估我们的税务申报的预期时间；我们的目标是保持强劲的资产负债表以执行开发计划，通过战略收购和处置实现股东回报并优化我们的投资组合；我们可能会发行或回购债务或股本证券
Baytex Energy Corp.
2025年第一季度MD & A20
不时；我们打算用调整后的资金流为某些财务义务提供资金，以及这些财务义务的预期时间。此外，与储量有关的信息和陈述被视为前瞻性陈述，因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估，即所描述的储量以预测或估计的数量存在，并且储量可以在未来以盈利方式生产。此外，与储备有关的信息和陈述被视为前瞻性陈述，因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估，即所描述的储备以预测或估计的数量存在，并且储备可以在未来以盈利方式生产。
这些前瞻性陈述基于某些关键假设，其中包括：石油和天然气价格以及轻质、中质和重质原油价格之间的差异；井产率和储量；我们通过勘探和开发活动增加产量和储量的能力；资本支出水平；我们根据信贷协议借款的能力；及时收到我们经营活动所需的监管和其他批准；劳动力和其他行业服务的可用性和成本；利率和外汇汇率；现有的持续性，在某些情况下，提议的税收和特许权使用费制度；我们以目前设想的方式开发我们的原油和天然气资产的能力；我们将在未来拥有足够的财务资源来提供股东回报；以及当前的行业状况、法律和法规继续有效（或者，如果提出变更，则按预期采用此类变更）。读者请注意，这样的假设，虽然在准备时被Baytex认为是合理的，但可能会被证明是不正确的。
由于众多已知和未知的风险和不确定性以及其他因素，取得的实际结果将与此处提供的信息有所不同。这些因素包括但不限于：石油和天然气价格长期低迷的风险（包括关税造成的风险）；与我们开发物业和增加储备的能力相关的风险；我们可能无法实现收购的预期收益，我们可能会以低于其账面价值的价格出售资产；资本或借款的可用性和成本；气候变化倡议施加的限制或成本以及气候变化的实际风险；能源转型对石油产品需求的影响；收集的可用性和成本，加工和管道系统；保留或更换我们的领导层和关键人员；所得税或其他法律或政府激励计划的变化；与大型项目相关的风险；与更高的活动集中度和更紧的钻井间距相关的风险；开发和运营我们的物业的成本；当前或未来的控制，立法或法规；对水或其他流体的限制或获取；公众的看法及其对监管制度的影响；关于水力压裂的新规定；关于流体处置的规定；与我们的对冲活动相关的风险；利率和外汇汇率的变化；与估计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充分保险；与经营我们Eagle Ford资产的第三方相关的风险；与我们的热敏重质原油项目相关的额外风险；我们与石油领域其他组织竞争的能力和天然气行业；与我们使用信息技术系统相关的风险；诉讼的不利结果；我们的信贷融资可能无法提供足够的流动性或可能无法展期；未能遵守我们的债务协议中的约定；与扩展到新活动相关的风险；本土索赔的影响；交易对手违约的风险；地缘政治风险和冲突的影响；外国私人发行人地位的丧失；公司与其董事和高级职员之间的利益冲突；股票回购和股息的可变性；与我们的证券所有权相关的风险，包括市场因素的变化；美国和其他非居民股东的风险，包括执行民事补救措施的能力、报告储量和产量的不同做法、适用于非居民的额外税收和外汇风险；以及其他因素，其中许多因素超出了我们的控制范围。这些和额外的风险因素在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截至2024年12月31日止年度的年度信息表、40-F表年度报告和管理层的讨论和分析以及我们的其他公开文件中进行了讨论。
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对Baytex当前和未来的运营有一个更完整的视角，而这些信息可能不适合用于其他目的。
Baytex不表示所取得的实际结果将与前瞻性陈述中提及的全部或部分相同，并且Baytex不承担任何义务公开更新或修改所包含的任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因，除非适用的证券法可能要求。
未来根据股票回购（包括通过其NCIB）收购我们的普通股，如果有的话，其水平是不确定的。根据股份回购收购普通股的任何决定将由董事会酌情决定，并可能取决于多种因素，包括但不限于公司的业务表现、财务状况、财务要求、增长计划、预期资本要求和在该等未来时间存在的其他条件，包括但不限于合同限制（包括管理公司已经发生或未来可能发生的任何债务的协议中包含的契约，包括信贷便利的条款）以及满足适用公司法对公司施加的偿付能力测试。无法保证公司未来将根据股份回购（如果有的话）获得的普通股数量。
Baytex未来的股东分配，包括但不限于支付股息，如果有，其水平是不确定的。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以及任何特别股息）将由Baytex董事会酌情决定，并可能取决于多种因素，包括但不限于Baytex的业务表现、财务状况、财务要求、增长计划、预期资本要求和在该未来时间存在的其他条件，包括但不限于合同限制和满足适用公司法对Baytex施加的偿付能力测试。此外，任何股息的实际金额、申报日期、记录日期和支付日期均由Baytex董事会酌情决定。