Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A1
附件 99.2
Baytex Energy Corp.
管理层的讨论与分析
截至2024年6月30日及2023年6月30日止三个月及六个月
日期：2024年7月25日
以下是管理层对Baytex Energy Corp.截至2024年6月30日止三个月和六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2024年7月25日提供。在本MD & A中，对“Baytex”、“公司”、“我们”、“我们”和“我们的”以及类似术语的提及均指Baytex Energy Corp.及其在合并基础上的子公司，除非上下文另有要求。截至2024年6月30日止三个月及六个月（“Q2/2024”及“YTD 2024”）的业绩已与截至2023年6月30日止三个月及六个月（“Q2/2023”及“YTD 2023”）的业绩进行比较。本MD & A应与公司截至2024年6月30日止三个月及六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2023年12月31日及2022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2023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。
Baytex Energy Corp.
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。
2023年6月20日，Baytex和Ranger Oil Corporation（“Ranger”）完成了两家公司的合并（“合并”），据此，Baytex收购了Ranger的所有已发行在外的普通股。合并增加了我们的Eagle Ford规模，并提供了一个运营平台，可以有效地在加拿大西部沉积盆地和Eagle Ford之间配置资本。Ranger资产的生产大约80%的权重集中在高净回值轻油和液体上，并且主要运营，这增加了我们有效分配资本的能力。
我们发行了3.114亿股普通股，支付了7.328亿美元现金，并承担了11亿美元的Ranger净债务(1).此次交易的现金部分由扩大后的11亿美元信贷额度、1.5亿美元的两年期定期贷款额度（已于2023年8月全部偿还并注销）以及发行于2030年到期的8亿美元高级无抵押票据的所得款项净额提供资金。
第二季度亮点
Baytex在2024年第二季度实现了强劲的运营和财务业绩。2024年第二季度的产量为154,194桶油当量/天，反映了我们在美国和加拿大的成功开发计划。我们在勘探和开发支出上投资了3.396亿美元，并产生了自由现金流(2)1.807亿美元。
(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。
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2024年第二季度MD & A2
2024年第二季度勘探和开发支出总额为3.396亿美元。在美国，我们投资了2.377亿美元，2024年第二季度的平均产量为90506桶油当量/天，而2023年第二季度的勘探和开发支出为7430万美元，产量为33887桶油当量/天。美国勘探和开发支出和产量在2024年第二季度相对于2023年第二季度的增长主要是合并的结果。在加拿大，我们在2024年第二季度投资了1.019亿美元，在2024年第二季度创造了63,688桶油当量/天的产量，而2023年第二季度的勘探和开发支出为9640万美元，产量为55,874桶油当量/天，这反映了我们成功的轻重油开发计划。
由于供需稳定、欧佩克持续减产以及地缘政治紧张局势，油价在2024年第二季度有所改善。2024年Q2的WTI基准价为80.57美元/桶，高于2023年Q2，当时WTI平均为73.78美元/桶。调整后资金流(1)2024年第二季度的5.328亿美元和5.056亿美元的经营活动现金流反映了与2023年第二季度相比更高的产量，当时我们产生了2.736亿美元的调整后资金流和1.923亿美元的经营活动现金流。
净债务(1)2024年6月30日的26亿美元与2023年12月31日的25亿美元一致，这是由于2024年6月30日加元走弱对我们以美元计价的债务的影响，还反映了3880万美元的房地产收购以及2024年年初至今产生的4970万美元的债务发行成本。由于我们继续将50%的自由现金流分配给资产负债表，我们预计净债务将在2024年剩余时间内下降。
(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。
2024年指南
我们对2024年年度指引进行了修订，收紧了15.2-15.4万桶油当量/天的产量指引区间。我们现在预测2024年的利息支出为2亿美元（3.57美元/桶油当量），高于此前的1.9亿美元（3.40美元/桶油当量）。我们的年度勘探和开发支出指导保持不变，为1.2至13亿美元。
|
上一年度
指导(1)
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修订年度 指导 |
2024年初至今业绩
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| 勘探和开发支出 | 1.2-13亿美元 | 不变 | 7.521亿美元 | ||||||||
| 产量（BOE/d） | 150,000 - 156,000 | 152,000 - 154,000 | 152,407 | ||||||||
| 费用： | |||||||||||
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平均权利费率(2)
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23% |
不变
|
22.6% | ||||||||
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运营中(3)
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11.25-12.00美元/桶油当量 |
不变
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12.30美元/桶油当量 | ||||||||
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交通运输(3)
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2.35-2.55美元/桶油当量 |
不变
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2.28美元/桶油当量 | ||||||||
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一般和行政(3)
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9200万美元（1.65美元/桶油当量）
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不变
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4340万美元（1.57美元/桶油当量） | ||||||||
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现金利息(3)
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1.9亿美元（3.40美元/桶油当量）
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2亿美元（3.57美元/桶油当量）
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1.072亿美元（3.87美元/桶油当量） | ||||||||
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当期所得税(4)
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4000万美元（0.72美元/桶油当量）
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不变
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820万美元（0.29美元/桶油当量） | ||||||||
| 租赁支出 | 1200万美元 |
不变
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1040万美元 | ||||||||
| 资产报废义务 | 3000万美元 |
不变
|
1360万美元 | ||||||||
(1)正如2023年12月6日宣布的那样。
(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)有关这些措施的构成说明，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。
(4)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。
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2024年第二季度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6月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 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 | 11,076 | 55,955 | 67,031 | 14,612 | 20,710 | 35,322 | ||||||||||||||
| 重油 | 43,703 | — | 43,703 | 32,821 | — | 32,821 | ||||||||||||||
| 天然气液体（NGL） | 2,309 | 17,858 | 20,167 | 1,434 | 7,186 | 8,620 | ||||||||||||||
| 液体总量（bbl/d） | 57,088 | 73,813 | 130,901 | 48,867 | 27,896 | 76,763 | ||||||||||||||
| 天然气（MCF/d） | 39,599 | 100,165 | 139,764 | 42,043 | 35,946 | 77,989 | ||||||||||||||
| 总产量（BOE/d） | 63,688 | 90,506 | 154,194 | 55,874 | 33,887 | 89,761 | ||||||||||||||
| 生产组合 | ||||||||||||||||||||
| 细分市场占总数的百分比 | 41 | % | 59 | % | 100 | % | 62 | % | 38 | % | 100 | % | ||||||||
| 轻油和凝析油 | 17 | % | 62 | % | 44 | % | 26 | % | 61 | % | 39 | % | ||||||||
| 重油 | 69 | % | — | % | 28 | % | 59 | % | — | % | 37 | % | ||||||||
| NGL | 4 | % | 20 | % | 13 | % | 3 | % | 21 | % | 10 | % | ||||||||
| 天然气 | 10 | % | 18 | % | 15 | % | 12 | % | 18 | % | 14 | % | ||||||||
| 截至6月30日止六个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 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 | 11,285 | 55,249 | 66,534 | 15,500 | 18,010 | 33,510 | ||||||||||||||
| 重油 | 42,131 | — | 42,131 | 33,502 | — | 33,502 | ||||||||||||||
| 天然气液体（NGL） | 2,470 | 17,263 | 19,733 | 1,653 | 6,267 | 7,920 | ||||||||||||||
| 液体总量（bbl/d） | 55,886 | 72,512 | 128,398 | 50,655 | 24,277 | 74,932 | ||||||||||||||
| 天然气（MCF/d） | 41,990 | 102,069 | 144,059 | 45,562 | 34,455 | 80,017 | ||||||||||||||
| 总产量（BOE/d） | 62,884 | 89,523 | 152,407 | 58,249 | 30,020 | 88,269 | ||||||||||||||
| 生产组合 | ||||||||||||||||||||
| 细分市场占总数的百分比 | 41 | % | 59 | % | 100 | % | 66 | % | 34 | % | 100 | % | ||||||||
| 轻油和凝析油 | 18 | % | 62 | % | 44 | % | 27 | % | 60 | % | 38 | % | ||||||||
| 重油 | 67 | % | — | % | 28 | % | 58 | % | — | % | 38 | % | ||||||||
| NGL | 4 | % | 19 | % | 13 | % | 3 | % | 21 | % | 9 | % | ||||||||
| 天然气 | 11 | % | 19 | % | 15 | % | 12 | % | 19 | % | 15 | % | ||||||||
2024年第二季度产量为154,194桶油当量/天，2024年年初至今产量为152,407桶油当量/天 相比之下，2023年第二季度为89,761桶油当量/天，2023年年初至今为88,269桶油当量/天。2024年第二季度和2024年年初至今的产量高于2023年同期，这主要是由于从Ranger收购的Eagle Ford资产的产量以及我们在加拿大成功的开发计划。
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2024年第二季度MD & A4
加拿大2024年第二季度的产量为63,688桶油当量/天，2024年年初至今的产量为62,884桶油当量/天，而2023年第二季度的产量为55,874桶油当量/天，2023年年初至今的产量为58,249桶油当量/天。我们成功的轻重油开发计划带来的强劲产量结果导致2024年第二季度的产量增加了7,814桶油当量/天，产量增加了4,635桶油当量/天 2024年年初至今相对于2023年同期。我们重油开发的较高产量被2023年12月处置非核心轻油Viking资产部分抵消。
美国2024年Q2产量为90,506桶油当量/天，2024年年初至今产量为89,523桶油当量/天，而2023年Q2产量为33,887桶油当量/天，产量为30,020桶油当量/天 2023年初至今。与Ranger合并后的产量是导致2024年第二季度产量分别较2023年同期增加56,619桶油当量/天和2024年年初至今产量分别增加59,503桶油当量/天的主要因素。收购的Eagle Ford资产的生产主要是运营的，并且偏重于轻质油，这导致我们2024年的总产量中轻质油的比例更高。
2024年年初至今的总产量为152,407桶油当量/天，与预期和我们修正后的年度指引为152,000-154,000桶油当量/天一致。
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
全球原油基准定价在2024年第二季度和2024年年初至今期间有所改善，原因是供需稳定，以及欧佩克持续减产以及持续的地缘政治紧张局势。WTI基准价格在2024年第二季度平均为80.57美元/桶，2024年年初至今平均为78.77美元/桶，而2023年第二季度和2023年年初至今平均为73.78美元/桶，74.96美元/桶。
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2024年第二季度平均为83.10美元/桶，2024年年初至今平均为81.03美元/桶，高于2023年第二季度的75.01美元/桶和76.22美元/桶 2023年初至今。由于能够进入全球市场，MEH基准的交易价格通常高于WTI。2024年第二季度和2024年年初至今MEH相对于WTI的基准溢价分别为2.53美元/桶和2.26美元/桶，而2023年第二季度和2023年年初至今的溢价分别为1.23美元/桶和1.26美元/桶。由于美国墨西哥湾沿岸的需求增加，MEH基准价格在2024年的两个时期均较WTI有更高的溢价交易。
由于缺乏从加拿大西部出口到多样化市场的机会，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5月从TMX管道扩建开始出口后，加拿大的石油差价在2024年第二季度收窄。TMX扩建的延迟导致管道分配增加，并减少了在2024年早些时候将轻质和重质原油运出加拿大西部沉积盆地的可用能力，这导致2024年年初至今的差异扩大。
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2024年第二季度的平均价格为105.30美元/桶，为98.73美元/桶 2024年年初至今，2023年第二季度为95.13美元/桶，2023年年初至今为97.09美元/桶。2024年第二季度和2024年年初至今，Edmonton par对WTI的折价分别为3.62美元/桶和6.10美元/桶，而2023年第二季度和2023年年初至今的折价分别为2.95美元/桶和2.91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。2024年Q2和2024年年初至今的WCS基准平均价格分别为91.72美元/桶和84.68美元/桶，而2023年同期为78.85美元/桶和74.16美元/桶。WCS重油对WTI价差在2024年Q2为13.55美元/桶，为16.44美元/桶 2024年年初至今，2023年第二季度为15.07美元/桶，2023年年初至今为19.92美元/桶，受到炼油厂周转和美国政府释放战略石油储备带来的额外供应的影响。
天然气
由于北美大部分地区冬季天气温和，导致天然气需求疲软和库存水平上升，加拿大和美国2024年的天然气价格相对于2023年较低。
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。NYMEX2024年第二季度天然气基准价格平均为1.89美元/mmbtu，2024年年初至今平均为2.07美元/mmbtu，而2023年第二季度为2.10美元/mmbtu，2023年年初至今平均为2.76美元/mmbtu。
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2024年第二季度和2024年年初至今的平均价格分别为1.44美元/MCF和1.74美元/MCF，低于2023年第二季度的2.35美元/MCF和2023年年初至今的3.34美元/MCF。
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2024年第二季度MD & A5
下表比较了截至2024年6月30日和2023年6月30日止三个月和六个月的选定基准价格和我们的平均实现售价。
| 截至6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | |||||||||||||||
| 基准平均数 | ||||||||||||||||||||
|
WTI原油（美元/桶）(1)
|
80.57 | 73.78 | 6.79 | 78.77 | 74.96 | 3.81 | ||||||||||||||
|
MEH石油（美元/桶）(2)
|
83.10 | 75.01 | 8.09 | 81.03 | 76.22 | 4.81 | ||||||||||||||
| MEH油价差对WTI（美元/桶） | 2.53 | 1.23 | 1.30 | 2.26 | 1.26 | 1.00 | ||||||||||||||
|
Edmonton par oil（$/bbl）(3)
|
105.30 | 95.13 | 10.17 | 98.73 | 97.09 | 1.64 | ||||||||||||||
| Edmonton par oil difference to WTI（US $/bbl） | (3.62) | (2.95) | (0.67) | (6.10) | (2.91) | (3.19) | ||||||||||||||
|
WCS重油（$/bbl）(4)
|
91.72 | 78.85 | 12.87 | 84.68 | 74.16 | 10.52 | ||||||||||||||
| WCS重油对WTI价差（美元/桶） | (13.55) | (15.07) | 1.52 | (16.44) | (19.92) | 3.48 | ||||||||||||||
|
AECO天然气（$/mcf）(5)
|
1.44 | 2.35 | (0.91) | 1.74 | 3.34 | (1.60) | ||||||||||||||
|
NYMEXG天然气（US $/mmbtu）(6)
|
1.89 | 2.10 | (0.21) | 2.07 | 2.76 | (0.69) | ||||||||||||||
| 加元/美元平均汇率 | 1.3684 | 1.3431 | 0.0253 | 1.3586 | 1.3475 | 0.0111 | ||||||||||||||
(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。
| 截至6月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | |||||||||||||||
| 平均实现销售价格 | ||||||||||||||||||||
|
轻油和凝析油（美元/桶）(1)
|
$ | 103.21 | $ | 109.71 | $ | 108.64 | $ | 93.98 | $ | 97.55 | $ | 96.07 | ||||||||
|
重油，扣除混合和其他费用（美元/桶）(2)
|
82.29 | — | 82.29 | 66.45 | — | 66.45 | ||||||||||||||
|
NGL（$/bbl）(1)
|
24.48 | 27.30 | 26.98 | 28.92 | 25.07 | 25.71 | ||||||||||||||
|
天然气（$/mcf）(1)
|
1.23 | 2.37 | 2.04 | 2.64 | 2.52 | 2.58 | ||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用（美元/桶油当量）(2)
|
$ | 76.07 | $ | 75.83 | $ | 75.93 | $ | 66.34 | $ | 67.60 | $ | 66.82 | ||||||||
| 截至6月30日止六个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | |||||||||||||||
| 平均实现销售价格 | ||||||||||||||||||||
|
轻油和凝析油（美元/桶）(1)
|
$ | 97.02 | $ | 105.87 | $ | 104.37 | $ | 96.74 | $ | 99.96 | $ | 98.47 | ||||||||
|
重油，扣除混合和其他费用（美元/桶）(2)
|
74.07 | — | 74.07 | 58.69 | — | 58.69 | ||||||||||||||
|
NGL（$/bbl）(1)
|
25.61 | 26.71 | 26.57 | 32.86 | 28.35 | 29.29 | ||||||||||||||
|
天然气（$/mcf）(1)
|
1.86 | 2.37 | 2.22 | 3.12 | 3.23 | 3.17 | ||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用（美元/桶油当量）(2)
|
$ | 69.29 | $ | 73.19 | $ | 71.58 | $ | 62.91 | $ | 69.60 | $ | 65.18 | ||||||||
(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。
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2024年第二季度MD & A6
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)2024年第二季度为75.93美元/桶油当量，2024年年初至今为71.58美元/桶油当量，而2023年第二季度为66.82美元/桶油当量，为65.18美元/桶油当量 2023年初至今。在加拿大，我们2024年第二季度76.07美元/桶油当量的实现价格比2023年第二季度的66.34美元/桶油当量高出9.73美元/桶油当量。我们在美国的实现价格在2024年第二季度为75.83美元/桶油当量，比2023年第二季度的67.60美元/桶油当量高出8.23美元/桶油当量。北美基准价格的上涨是导致我们在2024年第二季度和2024年年初至今在加拿大和美国的业务实现定价高于2023年同期的主要因素。
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(2)2024年第二季度为103.21美元/桶，2024年年初至今为97.02美元/桶，2023年第二季度为93.98美元/桶，2023年年初至今为96.74美元/桶。我们实现的轻油和凝析油价格较2024年第二季度和2024年年初至今的埃德蒙顿票面价格分别为2.09美元/桶和1.71美元/桶的折扣，而2023年第二季度和2023年年初至今的折扣分别为1.15美元/桶和0.35美元/桶。由于与新的Duvernay生产相关的临时价格调整不符合销售点的某些规格，我们在2024年的两个时期实现了相对于2023年的埃德蒙顿平价略大的折扣。
我们将我们的美国轻质油和凝析油生产收到的价格与MEH基准进行比较。我们实现的轻油和凝析油价格在2024年第二季度和2024年年初至今的平均价格分别为109.71美元/桶和105.87美元/桶，而2023年第二季度和2023年年初至今的平均价格分别为97.55美元/桶和99.96美元/桶。以美元表示，我们2024年Q2和2024年年初至今80.17美元/桶和77.93美元/桶的轻油和凝析油实现价格分别代表2024年Q2和2024年年初至今MEH的2.93美元/桶和3.10美元/桶的折扣，而2023年Q2和2023年年初至今的折扣分别为2.38美元/桶和2.04美元/桶，反映了我们从Ranger收购的运营Eagle Ford生产的实现定价。
我们实现的重油价格，扣除混合和其他费用(1)2024年第二季度为82.29美元/桶，2024年年初至今为74.07美元/桶，而2023年第二季度为66.45美元/桶，2023年年初至今为58.69美元/桶。我们在2024年第二季度和2024年年初至今实现的重油，扣除混合和其他费用，分别比2023年第二季度和2023年年初至今高出15.84美元/桶和15.38美元/桶，而同期WCS基准价格上涨了12.87美元/桶和10.52美元/桶。由于与2023年相比，2024年两个时期为混合而购买的凝析油成本相对于基于WCS基准的混合产品销售收到的价格较低，因此我们的实现价格上涨幅度超过了基准价格。
我们实现的NGL价格占WTI的百分比取决于我们NGL体积的产品组合以及基础产品市场价格的变化。我们实现的NGL价格(2)2024年第二季度为26.98美元/桶，为WTI的24%（以加元表示），2024年年初至今为26.57美元/桶，为WTI的25%（以加元表示），相比之下，2023年第二季度为25.71美元/桶，为WTI（以加元表示）的26%，2023年年初至今为29.29美元/桶，为WTI（以加元表示）的29%。在2024年的两个时期，我们实现的NGL价格占WTI的百分比都略低，这主要是由于对NGL产品的需求相对于2023年有所下降。
我们将我们在美国的实际天然气价格与NYMEXbenchmark和加拿大AECO benchmark价格进行比较。在美国，我们实现的天然气价格(2)2024年Q2为1.73美元/mcf，2024年年初至今为1.74美元/mcf，2023年Q2为1.88美元/mcf，2023年年初至今为2.40美元/mcf，这与同期NYMEXbenchmark的降幅一致。在加拿大，我们实现的天然气价格在2024年第二季度为1.23美元/mcf，2024年年初至今为1.86美元/mcf，而2023年第二季度为2.64美元/mcf，为3.12美元/mcf 2023年初至今。相对于Q2/2023，我们在Q2/2024实现价格的下降幅度超过了AECO基准的下降幅度，因为我们更大比例的销售是基于每日AECO指数，低于每月AECO指数。由于每日AECO指数高于2024年第一季度的月度AECO指数，我们对2024年年初至今的实现价格相对于2023年年初至今的下降幅度低于AECO基准的下降幅度。
(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。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A7
石油和天然气销售
| 截至6月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （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 | $ | 104,030 | $ | 558,620 | $ | 662,650 | $ | 124,965 | $ | 183,845 | $ | 308,810 | ||||||||
| 重油 | 394,960 | — | 394,960 | 251,449 | — | 251,449 | ||||||||||||||
| NGL | 5,144 | 44,366 | 49,510 | 3,772 | 16,391 | 20,163 | ||||||||||||||
| 石油销售总额 | 504,134 | 602,986 | 1,107,120 | 380,186 | 200,236 | 580,422 | ||||||||||||||
| 天然气销售 | 4,426 | 21,577 | 26,003 | 10,106 | 8,232 | 18,338 | ||||||||||||||
| 石油和天然气销售总额 | 508,560 | 624,563 | 1,133,123 | 390,292 | 208,468 | 598,760 | ||||||||||||||
| 混合和其他费用 | (67,685) | — | (67,685) | (52,995) | — | (52,995) | ||||||||||||||
|
销售总额，净混合和其他
费用(1)
|
$ | 440,875 | $ | 624,563 | $ | 1,065,438 | $ | 337,297 | $ | 208,468 | $ | 545,765 | ||||||||
| 截至6月30日止六个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （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 | $ | 199,251 | $ | 1,064,514 | $ | 1,263,765 | $ | 271,420 | $ | 325,855 | $ | 597,275 | ||||||||
| 重油 | 699,884 | — | 699,884 | 468,534 | — | 468,534 | ||||||||||||||
| NGL | 11,513 | 83,928 | 95,441 | 9,832 | 32,165 | 41,997 | ||||||||||||||
| 石油销售总额 | 910,648 | 1,148,442 | 2,059,090 | 749,786 | 358,020 | 1,107,806 | ||||||||||||||
| 天然气销售 | 14,225 | 44,000 | 58,225 | 26,128 | 20,162 | 46,290 | ||||||||||||||
| 石油和天然气销售总额 | 924,873 | 1,192,442 | 2,117,315 | 775,914 | 378,182 | 1,154,096 | ||||||||||||||
| 混合和其他费用 | (131,893) | — | (131,893) | (112,676) | — | (112,676) | ||||||||||||||
|
销售总额，净混合和其他
费用(1)
|
$ | 792,980 | $ | 1,192,442 | $ | 1,985,422 | $ | 663,238 | $ | 378,182 | $ | 1,041,420 | ||||||||
(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。
2024年第二季度扣除混合和其他费用的总销售额为11亿美元，比2023年第二季度报告的5.458亿美元增加了5.197亿美元，而2024年年初至今扣除混合和其他费用的总销售额为20亿美元，比2023年年初至今报告的10亿美元增加了。2024年两个时期总销售额的增长主要是由于与Ranger的合并以及我们成功的开发计划带来的更高产量和相对于2023年同期更高的实际定价。
在加拿大，2024年第二季度的总销售额（扣除混合和其他费用）为4.409亿美元，2024年年初至今的总销售额为7.930亿美元，高于2023年第二季度报告的3.373亿美元和2023年年初至今的6.632亿美元。相对于Q2/2023，我们在Q2/2024实现的定价有所提高，导致总销售额（扣除混合和其他费用）增加了5640万美元，而产量增加导致总销售额（扣除混合和其他费用）相对于Q2/2023增加了4720万美元。我们2024年年初至今实现的定价相对于2023年年初至今的增加导致总销售额（扣除混合和其他费用）增加了7300万美元，而产量增加导致总销售额（扣除混合和其他费用）相对于2023年年初至今增加了5670万美元。
在美国，2024年第二季度石油和天然气销售总额为6.246亿美元，2024年年初至今为12亿美元，高于2023年第二季度报告的2.085亿美元和2023年年初至今的3.782亿美元。由于合并导致的产量增加导致2024年第二季度的总销售额相对于2023年第二季度增加了3.483亿美元，较高的已实现定价导致总销售额相对于2023年第二季度增加了6780万美元。2024年初至今的较高产量导致总销售额相对于2023年初至今增加了7.558亿美元，较高的已实现定价导致总销售额相对于2023年初至今增加了5850万美元。
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2024年第二季度MD & A8
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。实际的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2024年6月30日和2023年6月30日止三个月和六个月的特许权使用费和特许权使用费率。
| 截至6月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （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 | $ | 72,894 | $ | 167,546 | $ | 240,440 | $ | 47,309 | $ | 60,611 | $ | 107,920 | ||||||||
|
平均权利费率(1)(2)
|
16.5 | % | 26.8 | % | 22.6 | % | 14.0 | % | 29.1 | % | 19.8 | % | ||||||||
|
每桶油当量的特许权使用费(3)
|
$ | 12.58 | $ | 20.34 | $ | 17.14 | $ | 9.30 | $ | 19.66 | $ | 13.21 | ||||||||
| 截至6月30日止六个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （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 | $ | 129,458 | $ | 320,153 | $ | 449,611 | $ | 91,164 | $ | 110,009 | $ | 201,173 | ||||||||
|
平均权利费率(1)(2)
|
16.3 | % | 26.8 | % | 22.6 | % | 13.7 | % | 29.1 | % | 19.3 | % | ||||||||
|
每桶油当量的特许权使用费(3)
|
$ | 11.31 | $ | 19.65 | $ | 16.21 | $ | 8.65 | $ | 20.25 | $ | 12.59 | ||||||||
(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的计算方法是特许权使用费除以适用期间的桶油当量生产量。
2024年第二季度的特许权使用费为2.404亿美元，占总销售额的22.6%，扣除混合和其他费用，而2023年第二季度的特许权使用费为1.079亿美元，占总销售额的19.8%。2024年初至今的特许权使用费总额为4.496亿美元，占总销售额的22.6%，扣除混合和其他费用，而2023年初至今的特许权使用费为2.012亿美元，占总销售额的19.3%。相对于2023年，2024年两个时期的总特许权使用费费用和我们的平均特许权使用费比率的增加主要是由于与Ranger的合并导致了更高的总销售额（扣除混合和其他费用），同时我们的生产比例更高的是来自Eagle Ford，其特许权使用费比率高于我们的加拿大物业。
我们的平均版税率(1)加拿大2024年第二季度的16.5%和2024年年初至今的16.3%高于2023年第二季度的14.0%和2023年年初至今的13.7%，原因是重油产量增长相对于我们的轻质油资产具有更高的特许权使用费率，以及计算皇冠特许权使用费所依据的已实现和皇冠参考价格增加。在美国，2024年两个期间的特许权使用费平均占总销售额的26.8%，低于2023年比较期间的29.1%，原因是所收购的Ranger物业的生产相对于我们传统的非运营Eagle Ford物业的特许权使用费率较低。
我们2024年年初至今的平均特许权使用费率为22.6%，与我们2024年23%的年度指导一致。
(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。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A9
营业费用
| 截至6月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （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 | $ | 84,415 | $ | 83,290 | $ | 167,705 | $ | 91,354 | $ | 28,084 | $ | 119,438 | ||||||||
|
每桶油当量运营费用(1)
|
$ | 14.57 | $ | 10.11 | $ | 11.95 | $ | 17.97 | $ | 9.11 | $ | 14.62 | ||||||||
| 截至6月30日止六个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （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 | $ | 169,818 | $ | 171,322 | $ | 341,140 | $ | 182,534 | $ | 49,312 | $ | 231,846 | ||||||||
|
每桶油当量运营费用(1)
|
$ | 14.84 | $ | 10.51 | $ | 12.30 | $ | 17.31 | $ | 9.08 | $ | 14.51 | ||||||||
(1)每桶油当量的营业费用计算为营业费用除以适用期间的桶油当量生产量。
2024年第二季度总运营费用为1.677亿美元（11.95美元/桶油当量），2024年年初至今为3.411亿美元（12.30美元/桶油当量），而2023年第二季度为1.194亿美元（14.62美元/桶油当量），2023年年初至今为2.318亿美元（14.51美元/桶油当量）。由于产量增加，2024年两个期间的总运营费用相对于2023年有所增加，而较低的单位运营成本反映了从Ranger收购的物业的每桶油当量运营费用较低。
在加拿大，2024年第二季度的总运营费用为8440万美元（14.57美元/桶油当量），2024年年初至今的总运营费用为1.698亿美元（14.84美元/桶油当量），低于2023年第二季度的9140万美元（17.97美元/桶油当量）和2023年年初至今的1.825亿美元（17.31美元/桶油当量）。与2023年同期相比，2024年两个期间的总运营费用和单位运营费用的下降反映了Peavine的产量增长以及2023年第四季度非核心Viking资产的处置。
在美国，2024年第二季度的运营费用为8330万美元（10.11美元/桶油当量），2024年年初至今的运营费用为1.713亿美元（10.51美元/桶油当量），而2023年第二季度的运营费用为2810万美元（9.11美元/桶油当量），2023年年初至今的运营费用为4930万美元（9.08美元/桶油当量）。美国的每桶油当量运营费用，以美元表示，2024年第二季度为7.39美元/桶油当量，2024年年初至今为7.74美元/桶油当量，而2023年第二季度为6.78美元/桶油当量，2023年年初至今为6.74美元/桶油当量。与2023年相比，2024年两个期间的总运营费用和每单位运营费用的增加反映了从Ranger收购的物业的额外产量以及我们非运营面积上更高的修井和维护成本。
2024年年初至今12.30美元/桶油当量的运营费用与预期一致，我们2024年11.25-12.00美元/桶油当量的年度指导区间反映了今年剩余时间的产量增长。
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2024年6月30日和2023年6月30日止三个月和六个月的运输费用。
| 截至6月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （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 | $ | 19,569 | $ | 13,745 | $ | 33,314 | $ | 13,240 | $ | 1,334 | $ | 14,574 | ||||||||
|
每桶油当量运输费用(1)
|
$ | 3.38 | $ | 1.67 | $ | 2.37 | $ | 2.60 | $ | 0.43 | $ | 1.78 | ||||||||
| 截至6月30日止六个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （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 | $ | 37,779 | $ | 25,370 | $ | 63,149 | $ | 30,245 | $ | 1,334 | $ | 31,579 | ||||||||
|
每桶油当量运输费用(1)
|
$ | 3.30 | $ | 1.56 | $ | 2.28 | $ | 2.87 | $ | 0.25 | $ | 1.98 | ||||||||
(1)每桶油当量的运输费用计算为运输费用除以适用期间的桶油当量生产量。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A 10
2024年第二季度运输费用为3330万美元（2.37美元/桶油当量），2024年年初至今为6310万美元（2.28美元/桶油当量），而2023年第二季度为1460万美元（1.78美元/桶油当量），2023年年初至今为3160万美元（1.98美元/桶油当量）。在加拿大，由于重油产量相对于2023年同期增加，2024年第二季度和2024年年初至今的总运输费用和单位成本较高。在美国，由于我们从Ranger收购的Eagle Ford运营业务的卡车运输和管道成本，2024年两个时期的运输费用和单位成本都较高。
2024年初至今每单位运输费用为2.28美元/桶油当量，略低于我们2024年2.35-2.55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。
2024年第二季度的混合和其他费用为6770万美元，2024年年初至今为1.319亿美元，而2023年第二季度为5300万美元，2023年年初至今为1.127亿美元。较高的混合和其他费用主要是由于与2023年同期相比，2024年第二季度和2024年年初至今的重油产量和管道出货量增加。
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2024年6月30日和2023年6月30日止三个月和六个月的金融衍生品合约的结果。
| 截至6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 已实现金融衍生品（亏损）收益 | ||||||||||||||||||||
| 原油 | $ | (4,847) | $ | 16,363 | $ | (21,210) | $ | (3,900) | $ | 21,778 | $ | (25,678) | ||||||||
| 天然气 | 2,590 | 2 | 2,588 | 7,131 | 2 | 7,129 | ||||||||||||||
| 合计 | $ | (2,257) | $ | 16,365 | $ | (18,622) | $ | 3,231 | $ | 21,780 | $ | (18,549) | ||||||||
| 未实现金融衍生品收益（亏损） | ||||||||||||||||||||
| 原油 | $ | 13,476 | $ | (17,124) | $ | 30,600 | $ | (17,989) | $ | (7,914) | $ | (10,075) | ||||||||
| 天然气 | (2,686) | (2,279) | (407) | (3,571) | (2,279) | (1,292) | ||||||||||||||
| 合计 | $ | 10,790 | $ | (19,403) | $ | 30,193 | $ | (21,560) | $ | (10,193) | $ | (11,367) | ||||||||
| 金融衍生品总收益（亏损） | ||||||||||||||||||||
| 原油 | $ | 8,629 | $ | (761) | $ | 9,390 | $ | (21,889) | $ | 13,864 | $ | (35,753) | ||||||||
| 天然气 | (96) | (2,277) | 2,181 | 3,560 | (2,277) | 5,837 | ||||||||||||||
| 合计 | $ | 8,533 | $ | (3,038) | $ | 11,571 | $ | (18,329) | $ | 11,587 | $ | (29,916) | ||||||||
我们在2024年第二季度录得850万美元的金融衍生品总收益，2024年年初至今录得1830万美元的亏损，而2023年第二季度的亏损为300万美元，2023年年初至今的收益为1160万美元。2024年初至今实现的320万美元金融衍生品收益来自710万美元的天然气合同收益，被390万美元的原油合同损失所抵消。2024年初至今未实现金融衍生品亏损2160万美元，原因是天然气合约亏损360万美元，原油合约亏损1800万美元。年初至今的亏损主要是由于用于对我们截至2024年6月30日的原油合约上的未完成交易量进行重新估值的预测原油定价相对于2023年12月31日发生了变化。 我们的金融衍生品合约的公允价值导致2024年6月30日的净资产为170万美元，而2023年12月31日的净资产为2330万美元。
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2024年第二季度MD & A 11
截至2024年7月25日，我们持有以下2024年6月30日之后期间的商品金融衍生品合约。
| 剩余期限 | 成交量 |
价格/单位(1)
|
指数 | |||||||||||
| 石油 | ||||||||||||||
| 基差 | 2024年7月至2024年12月 | 1.5万桶/天 | Baytex支付：在Hardisty的WCS差异 Baytex收到：WCS在休斯顿的差价减少8.31美元/桶 |
WCS | ||||||||||
| 基差 | 2024年7月至2024年12月 | 6000桶/天 | WTI减13.58美元/桶 | WCS | ||||||||||
| 基差 | 2024年7月至2024年12月 | 8,250桶/天 | WTI少2.78美元/桶 | MSW | ||||||||||
| 基差 | 2025年1月至2025年12月 | 2,000桶/天 | WTI少2.75美元/桶 | MSW | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 10000桶/天 | 60.00美元/100.00美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年9月 | 10000桶/天 | 60.00美元/100.00美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 2,500桶/天 | 60.00美元/94.15美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 1,500桶/天 | 60.00美元/90.35美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 1000桶/天 | 60.00美元/90.00美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 2,000桶/天 | 60.00美元/85.00美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 2,000桶/天 | 60.00美元/84.60美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 5000桶/天 | 60.00美元/84.15美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2024年10月至2024年12月 | 2,500桶/天 | 60.00美元/100.00美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2024年10月至2024年12月 | 3500桶/天 | 60.00美元/87.10美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2024年10月至2024年12月 | 3500桶/天 | 60.00美元/85.75美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年3月 | 5000桶/天 | 60.00美元/88.70美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年3月 | 2,500桶/天 | 60.00美元/90.20美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年3月 | 2,500桶/天 | 60.00美元/90.05美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年3月 | 7,500桶/天 | 60.00美元/90.00美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年6月 | 2,500桶/天 | 60.00美元/94.25美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年6月 | 2,500桶/天 | 60.00美元/93.90美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年6月 | 5000桶/天 | 60.00美元/91.95美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年6月 | 2,500桶/天 | 60.00美元/90.00美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年6月 | 3000桶/天 | 60.00美元/89.55美元 | WTI | ||||||||||
| 领子 | 2025年4月至2025年6月 | 2,000桶/天 | 60.00美元/88.17美元 | WTI | ||||||||||
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领子(2)
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2025年4月至2025年6月 | 5000桶/天 | 60.00美元/90.50美元 | WTI | ||||||||||
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领子(2)
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2025年4月至2025年6月 | 3000桶/天 | 60.00美元/90.60美元 | WTI | ||||||||||
| 天然气 | ||||||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 5,000 mmbtu/d | 3.00美元/4.185美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 8,500 mmbtu/d | 3.00美元/4.15美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 5,000 mmbtu/d | 3.00美元/4.10美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 2,500 mmbtu/d | 3.00美元/4.09美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2024年7月至2024年12月 | 2,500 mmbtu/d | 3.00美元/4.06美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年12月 | 7,000 mmbtu/d | 3.00美元/4.01美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年12月 | 5,000 mmbtu/d | 3.25美元/4.03美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年12月 | 5,000 mmbtu/d | 3.25美元/4.08美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年12月 | 3,000 mmbtu/d | 3.25美元/4.13 5美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年12月 | 5,500 mmbtu/d | 3.25美元/4.14美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年12月 | 7,000 mmbtu/d | 3.00美元/4.32美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年12月 | 3,000 mmbtu/d | 3.00美元/4.85美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2025年1月至2025年12月 | 8,000 mmbtu/d | 3.00美元/4.855美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
| 领子 | 2026年1月至2026年12月 | 11,000 mmbtu/d | 3.25美元/5.02美元 | 纽约商品交易所 | ||||||||||
(1)以该期间的加权平均每单位价格为基础。
(2)合同于2024年6月30日之后签订。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A 12
运营NetBack
下表汇总了我们截至2024年6月30日和2023年6月30日止三个月和六个月的加拿大和美国业务按每桶油当量计算的运营净收益。
| 截至6月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （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） | 63,688 | 90,506 | 154,194 | 55,874 | 33,887 | 89,761 | ||||||||||||||
| 运营净回值： | ||||||||||||||||||||
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销售总额，扣除混合和其他费用(1)
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$ | 76.07 | $ | 75.83 | $ | 75.93 | $ | 66.34 | $ | 67.60 | $ | 66.82 | ||||||||
| 减： | ||||||||||||||||||||
|
版税(2)
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(12.58) | (20.34) | (17.14) | (9.30) | (19.66) | (13.21) | ||||||||||||||
|
营业费用(2)
|
(14.57) | (10.11) | (11.95) | (17.97) | (9.11) | (14.62) | ||||||||||||||
|
运输费用(2)
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(3.38) | (1.67) | (2.37) | (2.60) | (0.43) | (1.78) | ||||||||||||||
|
运营净回(1)
|
$ | 45.54 | $ | 43.71 | $ | 44.47 | $ | 36.47 | $ | 38.40 | $ | 37.21 | ||||||||
|
已实现金融衍生品收益（亏损）(3)
|
— | — | (0.16) | — | — | 2.00 | ||||||||||||||
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金融衍生品后的经营净回(1)
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$ | 45.54 | $ | 43.71 | $ | 44.31 | $ | 36.47 | $ | 38.40 | $ | 39.21 | ||||||||
| 截至6月30日止六个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （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） | 62,884 | 89,523 | 152,407 | 58,249 | 30,020 | 88,269 | ||||||||||||||
| 运营净回值： | ||||||||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用(1)
|
$ | 69.29 | $ | 73.19 | $ | 71.58 | $ | 62.91 | $ | 69.60 | $ | 65.18 | ||||||||
| 减： | ||||||||||||||||||||
|
版税(2)
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(11.31) | (19.65) | (16.21) | (8.65) | (20.25) | (12.59) | ||||||||||||||
|
营业费用(2)
|
(14.84) | (10.51) | (12.30) | (17.31) | (9.08) | (14.51) | ||||||||||||||
|
运输费用(2)
|
(3.30) | (1.56) | (2.28) | (2.87) | (0.25) | (1.98) | ||||||||||||||
|
运营净回(1)
|
$ | 39.84 | $ | 41.47 | $ | 40.79 | $ | 34.08 | $ | 40.02 | $ | 36.10 | ||||||||
|
已实现金融衍生品收益(3)
|
— | — | 0.12 | — | — | 1.36 | ||||||||||||||
|
金融衍生品后的经营净回(1)
|
$ | 39.84 | $ | 41.47 | $ | 40.91 | $ | 34.08 | $ | 40.02 | $ | 37.46 | ||||||||
(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2024年第二季度的运营净收益为44.47美元/桶油当量，2024年年初至今的运营净收益为40.79美元/桶油当量，高于2023年第二季度的37.21美元/桶油当量和36.10美元/桶油当量 对于2023年年初至今，由于我们实现的价格上涨导致单位销售额净额增加。2024年，我们更高比例的生产来自我们的美国物业，这些物业的运营和运输费用较低，导致2024年第二季度的总运营和运输费用为14.32美元/桶油当量，2024年年初至今为14.58美元/桶油当量，低于2023年第二季度的16.40美元/桶油当量和2023年年初至今的16.49美元/桶油当量。我们在2024年第二季度扣除金融衍生品已实现损益的运营净收益为44.31美元/桶油当量，2024年年初至今为40.91美元/桶油当量，而2023年第二季度为39.21美元/桶油当量，2023年年初至今为37.46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。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A13
下表汇总了我们截至2024年6月30日和2023年6月30日止三个月和六个月的G & A费用。
| 截至6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||||||||
| （除每桶油当量外，千美元） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 一般和行政费用毛额 | $ | 27,064 | $ | 16,476 | $ | 10,588 | $ | 55,827 | $ | 30,893 | $ | 24,934 | ||||||||
| 间接费用回收 | (6,058) | (1,236) | (4,822) | (12,409) | (3,919) | (8,490) | ||||||||||||||
| 一般和行政费用 | $ | 21,006 | $ | 15,240 | $ | 5,766 | $ | 43,418 | $ | 26,974 | $ | 16,444 | ||||||||
|
每桶油当量的一般和行政费用(1)
|
$ | 1.50 | $ | 1.87 | $ | (0.37) | $ | 1.57 | $ | 1.69 | $ | (0.12) | ||||||||
(1)每桶油当量的一般和管理费用计算为一般和管理费用除以适用期间的桶油当量产量。
2024年第二季度G & A费用为2100万美元（1.50美元/桶油当量），2024年年初至今为4340万美元（1.57美元/桶油当量），而2023年第二季度为1520万美元（1.87美元/桶油当量），2023年年初至今为2700万美元（1.69美元/桶油当量）。2024年第二季度和2024年年初至今的G & A费用高于2023年两个期间，原因是与与Ranger合并后保留的人员相关的人员成本。2024年年初至今1.57美元/桶油当量的G & A费用与我们的2024年年度指引1.65美元/桶油当量一致。
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。
下表汇总了我们截至2024年6月30日和2023年6月30日止三个月和六个月的融资和利息支出。
| 截至6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||||||||
| （除每桶油当量外，千美元） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 信贷融资利息 | $ | 15,639 | $ | 7,535 | $ | 8,104 | $ | 33,928 | $ | 13,751 | $ | 20,177 | ||||||||
| 长期票据利息 | 37,656 | 20,565 | 17,091 | 72,334 | 32,659 | 39,675 | ||||||||||||||
| 租赁债务利息 | 651 | 155 | 496 | 964 | 220 | 744 | ||||||||||||||
| 现金利息 | $ | 53,946 | $ | 28,255 | $ | 25,691 | $ | 107,226 | $ | 46,630 | $ | 60,596 | ||||||||
| 债务发行成本的增加 | 7,862 | 1,847 | 6,015 | 10,922 | 2,371 | 8,551 | ||||||||||||||
| 资产报废义务的增加 | 5,459 | 4,395 | 1,064 | 10,386 | 9,221 | 1,165 | ||||||||||||||
| 提前赎回费用 | 24,350 | — | 24,350 | 24,350 | — | 24,350 | ||||||||||||||
| 融资和利息支出 | $ | 91,617 | $ | 34,497 | $ | 57,120 | $ | 152,884 | $ | 58,222 | $ | 94,662 | ||||||||
|
每桶油当量现金利息(1)
|
$ | 3.84 | $ | 3.46 | $ | 0.38 | $ | 3.87 | $ | 2.92 | $ | 0.95 | ||||||||
|
每桶油当量的融资和利息支出(1)
|
$ | 6.53 | $ | 4.22 | $ | 2.31 | $ | 5.51 | $ | 3.64 | $ | 1.87 | ||||||||
(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。
2024年第二季度融资和利息支出为9160万美元（6.53美元/桶油当量），2024年年初至今为1.529亿美元（5.51美元/桶油当量），而2023年第二季度为3450万美元（4.22美元/桶油当量），2023年年初至今为5820万美元（3.64美元/桶油当量）。与2023年相比，2024年更高的利息成本主要是由于与Ranger合并后的额外未偿债务，还包括与2024年4月1日提前赎回8.75%票据相关的成本。
2024年第二季度的现金利息为5390万美元（3.84美元/桶油当量），2024年年初至今的现金利息为1.072亿美元（3.87美元/桶油当量），高于2023年第二季度的2830万美元（3.46美元/桶油当量）和2023年年初至今的4660万美元（2.92美元/桶油当量），这主要是由于合并后未偿债务余额增加，其中包括发行本金总额为8.00亿美元的长期票据。由于更高的适用借款利率以及合并后未偿还的额外本金金额，我们的信贷额度在2024年第二季度相对于2023年第二季度有所增加。我们的信贷额度适用的加权平均利率在2024年第二季度为7.9%，2024年年初至今为8.0%，而2023年第二季度为6.8%，2023年年初至今为6.5%。
2024年第二季度的资产报废债务增加额为550万美元，2024年年初至今为1040万美元，与2023年第二季度的440万美元和2023年年初至今的920万美元保持一致。与2023年相比，2024年的债务发行成本增加，原因是与为与Ranger的合并提供资金而发行的信贷便利和新的长期票据相关的债务发行成本增加。我们还记录了2440万美元与8.75%优先票据相关的提前赎回费用，这些票据在2024年第二季度使用发行本金总额为5.75亿美元、于2032年到期的优先无抵押票据的收益进行了赎回。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A14
我们将2024年的现金利息支出年度指引从之前的1.9亿美元（3.40美元/桶油当量）上调至2亿美元（3.57美元/桶油当量）。
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计划的成本有关。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。2024年第二季度的勘探和评估费用为60万美元，2024年年初至今为70万美元，而2023年第二季度为40万美元，2023年年初至今为50万美元。
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2024年6月30日和2023年6月30日止三个月和六个月的损耗和折旧费用。
| 截至6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||||||||
| （除每桶油当量外，千美元） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 耗竭 | $ | 349,718 | $ | 174,473 | $ | 175,245 | $ | 691,153 | $ | 338,908 | $ | 352,245 | ||||||||
| 折旧 | 3,383 | 1,671 | 1,712 | 6,085 | 3,235 | 2,850 | ||||||||||||||
| 损耗和折旧 | $ | 353,101 | $ | 176,144 | $ | 176,957 | $ | 697,238 | $ | 342,143 | $ | 355,095 | ||||||||
|
每桶油当量损耗和折旧(1)
|
$ | 25.16 | $ | 21.56 | $ | 3.60 | $ | 25.14 | $ | 21.42 | $ | 3.72 | ||||||||
(1)每桶油当量消耗和折旧费用的计算方法是消耗和折旧费用除以适用期间的桶油当量生产量。
2024年第二季度消耗和折旧费用为3.531亿美元（25.16美元/桶油当量），2024年年初至今为6.972亿美元（25.14美元/桶油当量），而2023年第二季度为1.761亿美元（21.56美元/桶油当量），2023年年初至今为3.421亿美元（21.42美元/桶油当量）。与Q2/2023和YTD 2023相比，Q2/2024和YTD 2024的总损耗和折旧费用以及每个BOE的损耗和折旧高于Q2/2023和YTD 2023，原因是从Ranger收购的资产损耗比我们的其他物业损耗更高。合并的影响被2023年12月31日录得的8.337亿美元减值损失部分抵消。
减值
截至2024年6月30日，我们没有为我们的任何现金产生单位（“现金产生单位”）确定减值或减值转回的指标。
2023年减值
在2023年12月31日，我们在我们的遗留非经营性Eagle Ford CGU中确定了由于我们的储量变化而导致的石油和天然气资产减值指标，在我们的Viking CGU中，由于我们的储量变化和资产处置记录的损失。我们录得8.337亿美元的减值损失。
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。与以股权结算的奖励相关的SBC费用在奖励归属期内在净收益或亏损中确认，贡献的盈余相应增加。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，并产生相应的股份补偿负债。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2024年第二季度和2024年年初至今的SBC费用分别为560万美元和1510万美元，低于2023年第二季度的1690万美元和2023年年初至今的2670万美元。与2023年第二季度和2023年年初至今相比，2024年第二季度和2024年年初至今的SBC费用有所下降，其中包括与与Ranger合并时以Baytex普通股承担和结算的奖励相关的1620万美元非现金费用。SBC费用的减少部分被公司股价在2024年年初至今的上涨所抵消。由于我们打算在Baytex回购股票作为其股东回报计划的一部分时，以现金结算当前未偿还和未来的奖励，因此补偿奖励的定期支出被视为现金支出。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A15
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6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||||||||
| （千美元，汇率除外） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 未实现汇兑损失（收益） | $ | 19,189 | $ | (12,880) | $ | 32,069 | $ | 57,907 | $ | (13,093) | $ | 71,000 | ||||||||
| 已实现汇兑损失 | 866 | 941 | (75) | 2,085 | 1,091 | 994 | ||||||||||||||
| 汇兑损失（收益） | $ | 20,055 | $ | (11,939) | $ | 31,994 | $ | 59,992 | $ | (12,002) | $ | 71,994 | ||||||||
| 加元兑美元汇率： | ||||||||||||||||||||
| 期初 | 1.3533 | 1.3528 | 1.3205 | 1.3534 | ||||||||||||||||
| 期末 | 1.3687 | 1.3238 | 1.3687 | 1.3238 | ||||||||||||||||
我们在2024年第二季度和2024年年初至今分别录得2010万美元和6000万美元的汇兑损失，而2023年第二季度和2023年年初至今的收益分别为1190万美元和1200万美元。
2024年第二季度的未实现外汇损失为1920万美元，2024年年初至今的未实现外汇损失为5790万美元，这是由于与2024年3月31日和2023年12月31日相比，2024年6月30日加元相对于美元走弱，导致我们的长期票据和信贷额度的报告金额增加。2023年第二季度的未实现外汇收益为1290万美元，2023年年初至今为1310万美元，这是由于与2023年3月31日和2022年12月31日相比，由于2023年6月30日加元相对于美元走强，我们的长期票据的报告金额减少。
已实现的外汇损益将根据我们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2024年第二季度和2024年年初至今分别录得90万美元和210万美元的已实现外汇损失，而2023年第二季度和2023年年初至今分别录得90万美元和110万美元的损失。
所得税
| 截至6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 当期所得税费用 | $ | 6,475 | $ | 1,350 | $ | 5,125 | $ | 8,155 | $ | 2,470 | $ | 5,685 | ||||||||
| 递延所得税费用（回收） | 22,810 | (178,360) | 201,170 | 38,611 | (162,837) | 201,448 | ||||||||||||||
| 所得税费用总额（回收） | $ | 29,285 | $ | (177,010) | $ | 206,295 | $ | 46,766 | $ | (160,367) | $ | 207,133 | ||||||||
| 每桶油当量的当期所得税费用 | $ | 0.46 | $ | 0.17 | $ | 0.29 | $ | 0.29 | $ | 0.15 | $ | 0.14 | ||||||||
当前所得税费用在2024年第二季度为650万美元，在2024年年初至今为820万美元，而2023年第二季度为140万美元，2023年年初至今为250万美元。2024年第二季度和2024年年初至今记录的当期税费主要与汇回和相关税费有关，由于合并，这些税费较2023年同期有所增加。我们预计2024年当前所得税费用为4000万美元（0.72美元/桶油当量）。
我们在2024年第二季度和2024年年初至今分别记录了2280万美元和3860万美元的递延所得税费用，而2023年第二季度和2023年年初至今分别恢复了1.784亿美元和1.628亿美元。2024年第二季度和2024年年初至今记录的递延所得税费用反映了该期间我们美国业务产生的收入，因为与我们的加拿大业务相关的税池受到估值津贴的约束。2023年第二季度和2023年年初至今记录的递延税收回收主要与2023年第二季度收购Ranger的交易重组的影响有关，部分被我们在该期间的加拿大和美国业务产生的收入所抵消。
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。重新评估不需要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。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A16
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2.086亿美元，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年收购了几家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，重新评估指控信托被重新安置，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，那么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.
2024年第二季度MD & A17
净收入和调整后资金流动
截至2024年6月30日和2023年6月30日止三个月和六个月的经调整资金流量和净收入的构成如下表所示。
| 截至6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 石油和天然气销售 | $ | 1,133,123 | $ | 598,760 | $ | 534,363 | $ | 2,117,315 | $ | 1,154,096 | $ | 963,219 | ||||||||
| 版税 | (240,440) | (107,920) | (132,520) | (449,611) | (201,173) | (248,438) | ||||||||||||||
| 收入，扣除特许权使用费 | 892,683 | 490,840 | 401,843 | 1,667,704 | 952,923 | 714,781 | ||||||||||||||
| 费用 | ||||||||||||||||||||
| 运营中 | (167,705) | (119,438) | (48,267) | (341,140) | (231,846) | (109,294) | ||||||||||||||
| 交通运输 | (33,314) | (14,574) | (18,740) | (63,149) | (31,579) | (31,570) | ||||||||||||||
| 混合和其他 | (67,685) | (52,995) | (14,690) | (131,893) | (112,676) | (19,217) | ||||||||||||||
|
运营净回(1)
|
$ | 623,979 | $ | 303,833 | $ | 320,146 | $ | 1,131,522 | $ | 576,822 | $ | 554,700 | ||||||||
| 一般和行政 | (21,006) | (15,240) | (5,766) | (43,418) | (26,974) | (16,444) | ||||||||||||||
| 现金利息 | (53,946) | (28,255) | (25,691) | (107,226) | (46,630) | (60,596) | ||||||||||||||
| 已实现金融衍生品（亏损）收益 | (2,257) | 16,365 | (18,622) | 3,231 | 21,780 | (18,549) | ||||||||||||||
| 已实现汇兑损失 | (866) | (941) | 75 | (2,085) | (1,091) | (994) | ||||||||||||||
| 现金其他费用 | (1,025) | (141) | (884) | (2,096) | (354) | (1,742) | ||||||||||||||
| 当期所得税费用 | (6,475) | (1,350) | (5,125) | (8,155) | (2,470) | (5,685) | ||||||||||||||
| 以现金份额为基础的薪酬 | (5,565) | (681) | (4,884) | (15,088) | (10,504) | (4,584) | ||||||||||||||
|
调整后资金流(2)
|
$ | 532,839 | $ | 273,590 | $ | 259,249 | $ | 956,685 | $ | 510,579 | $ | 446,106 | ||||||||
| 交易成本 | — | (32,832) | 32,832 | (1,539) | (41,703) | 40,164 | ||||||||||||||
| 勘探与评估 | (649) | (369) | (280) | (667) | (532) | (135) | ||||||||||||||
| 损耗和折旧 | (353,101) | (176,144) | (176,957) | (697,238) | (342,143) | (355,095) | ||||||||||||||
| 非现金股份报酬 | — | (16,237) | 16,237 | — | (16,237) | 16,237 | ||||||||||||||
| 非现金融资和利息 | (37,671) | (6,242) | (31,429) | (45,658) | (11,592) | (34,066) | ||||||||||||||
| 非现金其他收入 | — | — | — | — | 1,271 | (1,271) | ||||||||||||||
| 未实现金融衍生品收益（亏损） | 10,790 | (19,403) | 30,193 | (21,560) | (10,193) | (11,367) | ||||||||||||||
| 未实现汇兑（亏损）收益 | (19,189) | 12,880 | (32,069) | (57,907) | 13,093 | (71,000) | ||||||||||||||
| 处置和掉期损失 | (6,311) | — | (6,311) | (3,650) | (336) | (3,314) | ||||||||||||||
| 递延所得税（费用）回收 | (22,810) | 178,360 | (201,170) | (38,611) | 162,837 | (201,448) | ||||||||||||||
| 净收入 | $ | 103,898 | $ | 213,603 | $ | (109,705) | $ | 89,855 | $ | 265,044 | $ | (175,189) | ||||||||
(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2024年第二季度和2024年年初至今分别产生了5.328亿美元和9.567亿美元的调整后资金流，而2023年第二季度和2023年年初至今的调整后资金流分别为2.736亿美元和5.106亿美元。调整后资金流量增加主要是由于商品价格和产量上涨导致扣除特许权使用费后的收入增加，但被较高的运营、运输和混合及其他费用所抵消。由于合并，2024年的两个期间的现金利息以及一般和管理费用也有所增加。我们报告的2024年第二季度的净收入为1.039亿美元，2024年年初至今的净收入为8990万美元，而2023年第二季度的净收入为2.136亿美元，2023年年初至今的净收入为2.650亿美元。与2023年同期相比，2024年第二季度和2024年年初至今的净收入减少是由于与2023年确认的递延税收回收相比，2024年确认的递延所得税费用、更高的消耗率和相关损耗费用、未实现的外汇损失以及增加的非现金融资和利息成本。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A18
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。2024年Q2的外币折算收益为5200万美元，1.626亿美元 2024年年初至今与我们的美国净资产价值变化有关，是由于与2024年3月31日和2023年12月31日相比，2024年6月30日加元相对于美元走弱。截至2024年6月30日，加元兑美元汇率为1.3687加元/美元，而2024年3月31日为1.3533加元/美元，2023年12月31日为1.3205加元/美元。
资本支出
截至2024年6月30日和2023年6月30日止三个月和六个月的资本支出汇总如下。
| 截至6月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （千美元） | 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | ||||||||||||||
| 钻井、完井和装备 | $ | 80,349 | $ | 208,662 | $ | 289,011 | $ | 77,518 | $ | 69,309 | $ | 146,827 | ||||||||
| 设施及其他 | 21,567 | 28,995 | 50,562 | 18,885 | 4,992 | 23,877 | ||||||||||||||
| 勘探和开发支出 | $ | 101,916 | $ | 237,657 | $ | 339,573 | $ | 96,403 | $ | 74,301 | $ | 170,704 | ||||||||
| 物业收购 | $ | 1,802 | $ | 1,547 | $ | 3,349 | $ | (62) | $ | — | $ | (62) | ||||||||
| 处置收益 | $ | 157 | $ | (2,852) | $ | (2,695) | $ | (50) | $ | — | $ | (50) | ||||||||
| 截至6月30日止六个月 | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| （千美元） | 加拿大 | 美国 | 合计 | 加拿大 | 美国 | 合计 | ||||||||||||||
| 钻井、完井和装备 | $ | 206,357 | $ | 428,601 | $ | 634,958 | $ | 232,471 | $ | 118,145 | $ | 350,616 | ||||||||
| 设施及其他 | 53,685 | 63,481 | 117,166 | 48,538 | 5,176 | 53,714 | ||||||||||||||
| 勘探和开发支出 | $ | 260,042 | $ | 492,082 | $ | 752,124 | $ | 281,009 | $ | 123,321 | $ | 404,330 | ||||||||
| 物业收购 | $ | 36,077 | $ | 2,675 | $ | 38,752 | $ | 444 | $ | — | $ | 444 | ||||||||
| 处置收益 | $ | 132 | $ | (2,852) | $ | (2,720) | $ | (285) | $ | — | $ | (285) | ||||||||
2024年第二季度勘探和开发支出为3.396亿美元，2024年年初至今为7.521亿美元，而2023年第二季度为1.707亿美元，2023年年初至今为4.043亿美元。2024年第二季度和2024年年初至今的勘探和开发支出高于2023年第二季度和2023年年初至今，这主要是由于从Ranger收购的物业的开发活动。我们还完成了房地产收购，包括在2024年年初至今以总计3880万美元的价格收购了毗邻我们现有土地的30.75净段优质Duvernay土地。
在加拿大，2024年第二季度的勘探和开发支出为1.019亿美元，2024年年初至今为2.60亿美元，而2023年第二季度为9640万美元，2023年年初至今为2.81亿美元。2024年第二季度的钻探和完井支出为8030万美元，与2023年第二季度相对一致，当时我们花费了7750万美元，这反映了我们在加拿大物业的类似开发活动水平。2024年年初至今的钻井和完井支出为2.064亿美元，反映出相对于2023年年初至今的轻重油开发活动较低，当时我们花费了2.325亿美元。我们还在2024年年初至今投资了5370万美元用于设施和其他支出，与2023年年初至今的4850万美元保持一致。
2024年第二季度美国勘探和开发总支出为2.377亿美元，2024年年初至今为4.921亿美元，而2023年第二季度为7430万美元，2023年年初至今为1.233亿美元。2024年两个时期勘探和开发支出的增加是由于我们从Ranger收购的物业的开发活动。
2024年初至今的勘探和开发支出为7.521亿美元，与预期一致。我们的年度指引为12-13亿美元，反映出2024年剩余时间内勘探和开发支出有所放缓。
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2024年6月30日，我们的资本结构由股东资本、长期票据、贸易应收款项、预付款项和其他资产、贸易应付款项、应付股息、股份补偿负债、其他长期负债、现金和信贷额度组成。
为了管理我们的资本结构和流动性，我们可能会不时发行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)2024年6月30日的26亿美元与2023年12月31日的25亿美元一致，这是由于2024年6月30日加元走弱对我们以美元计价的债务的影响，还反映了3880万美元的房地产收购以及2024年年初至今产生的4970万美元的债务发行成本。由于我们继续将50%的自由现金流分配给资产负债表，我们预计净债务将在2024年剩余时间内下降。
(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2024年6月30日，我们的循环信贷额度下有6.26亿美元的未偿本金，总额为11亿美元（15亿美元）（“信贷额度”）。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。我们于2024年5月9日将信贷融通的期限从2026年4月1日延长至2028年5月9日。贷款余额或财务契约并无因修订而改变。修订后，此前基于银行承兑利率的加拿大基金借款已被替换为基于加拿大隔夜回购利率平均值（“CORRA”）的借款。
没有要求在到期前支付的强制性本金，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。信贷便利下的垫款可以在加拿大或美国基金中提取，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。
信贷融通的加权平均利率在2024年第二季度为7.9%，2024年年初至今为8.0%，而2023年第二季度为6.8%，2023年年初至今为6.5%。我们的信贷融通加权平均利率上升主要是由于2024年适用于我们的信贷融通的保证金相对于2023年同期有所增加。
截至2024年6月30日，我们在信贷便利下有570万美元的未偿信用证（2023年12月31日-未偿560万美元）。
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2024年6月30日遵守这些契约的情况。
|
契约说明
|
截至2024年6月30日的持仓情况 |
盟约
|
||||||
|
高级担保债务(1)银行EBITDA(2)（最大比例）
|
0.3:1.0 | 3.5:1.0 | ||||||
|
利息覆盖率(3)（最低比率）
|
10.3:1.0 | 3.5:1.0 | ||||||
|
总债务(4)银行EBITDA(2)（最大比例）
|
1.1:1.0 |
4:0:1.0
|
||||||
(1)“优先担保债务”根据信贷融资协议计算，定义为信贷融资和信贷融资协议中确定的其他担保债务的本金金额。截至2024年6月30日，该公司的高级担保债务总额为6.306亿美元。
(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亏损，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2024年6月30日止十二个月的银行EBITDA为23亿美元。
(3)“利息覆盖率”根据信贷安排协议计算，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12个月计算。截至2024年6月30日止十二个月的融资和利息支出为2.19亿美元。
(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2024年6月30日，该公司的总债务总额为25亿美元的未偿本金。
长期票据
截至2024年6月30日，我们有两笔未偿还的长期票据发行，本金总额为19亿美元。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。截至2024年6月30日，8.50%优先票据的未偿本金总额为8.00亿美元。
2024年4月1日，我们完成了本金总额为5.75亿美元、于2032年到期的优先无抵押票据（“7.375%优先票据”）的非公开发行。7.375%优先票据按面值99.266%定价，年利率7.500%，按年利率7.375%计息，于2032年3月15日到期。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。7.375%优先票据的收益用于按面值的104.375%赎回未偿还的8.75%优先票据的剩余本金总额4.098亿美元，支付与此次发行相关的相关费用和开支，并偿还我们信贷融资的部分未偿债务。截至2024年6月30日，7.375%优先票据的未偿本金总额为5.750亿美元。
股东资本
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2024年6月30日的六个月期间，我们根据基于股份的薪酬计划发行了30万股普通股。截至2024年6月30日，我们有8.05亿股已发行在外的普通股，没有已发行在外的优先股。
我们的股东回报框架包括普通股回购和季度股息。在截至2024年6月30日的六个月期间，我们根据我们的正常发行人出价（“NCIB”）以每股4.85美元的平均价格回购了1700万股普通股，总对价为8230万美元。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。
自2024年1月1日起，加拿大政府开始对股权回购征收2%的联邦税。在截至2024年6月30日的六个月期间，Baytex记录了160万美元的负债，计入股东的资本，与联邦对股权回购的税收有关。
在2024年1月2日、4月1日和7月2日，我们向登记在册的股东支付了每股0.02 25加元的季度现金股息。2024年7月25日，公司董事会宣布将于2024年10月1日为截至2024年9月16日登记在册的股东支付每股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。下表列出了截至2024年6月30日的这些债务以及为这些债务提供资金的预期时间。
| （千美元） | 合计 | 不到1年 | 1-3年 | 3-5年 | 超过5年 | ||||||||||||
| 金融衍生品 | $ | 5,314 | $ | 5,314 | $ | — | $ | — | $ | — | |||||||
| 信贷便利-本金 | 625,976 | — | — | 625,976 | — | ||||||||||||
| 长期票据-本金 | 1,881,894 | — | — | — | 1,881,894 | ||||||||||||
|
长期票据利息(1)
|
990,729 | 151,108 | 302,215 | 302,215 | 235,191 | ||||||||||||
| 租赁义务-本金 | 31,351 | 10,189 | 10,188 | 7,269 | 3,705 | ||||||||||||
| 加工协议 | 5,334 | 559 | 908 | 3,867 | — | ||||||||||||
| 运输协议 | 188,871 | 53,196 | 89,161 | 37,860 | 8,654 | ||||||||||||
| 合计 | $ | 3,729,469 | $ | 220,366 | $ | 402,472 | $ | 977,187 | $ | 2,129,444 | |||||||
(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.
2024年第二季度MD & A19
季度财务信息
| 2024 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||||||
| （千美元，每股普通股金额除外） | 第二季度 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | 第二季度 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | ||||||||||||||||||
| 石油和天然气销售 | 1,133,123 | 984,192 | 1,065,515 | 1,163,010 | 598,760 | 555,336 | 648,986 | 712,065 | ||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | 103,898 | (14,043) | (625,830) | 127,430 | 213,603 | 51,441 | 352,807 | 264,968 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.13 | (0.02) | (0.75) | 0.15 | 0.37 | 0.09 | 0.65 | 0.48 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.13 | (0.02) | (0.75) | 0.15 | 0.36 | 0.09 | 0.64 | 0.47 | ||||||||||||||||||
|
调整后资金流(1)
|
532,839 | 423,846 | 502,148 | 581,623 | 273,590 | 236,989 | 255,552 | 284,288 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.65 | 0.52 | 0.60 | 0.68 | 0.47 | 0.43 | 0.47 | 0.51 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.65 | 0.52 | 0.60 | 0.68 | 0.47 | 0.43 | 0.46 | 0.51 | ||||||||||||||||||
|
自由现金流(2)
|
180,673 | (88) | 290,785 | 158,440 | 96,313 | (1,918) | 143,324 | 111,568 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.22 | — | 0.35 | 0.19 | 0.17 | — | 0.26 | 0.20 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.22 | — | 0.35 | 0.18 | 0.16 | — | 0.26 | 0.20 | ||||||||||||||||||
| 经营活动产生的现金流量 | 505,584 | 383,773 | 474,452 | 444,033 | 192,308 | 184,938 | 303,441 | 310,423 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.62 | 0.47 | 0.57 | 0.52 | 0.33 | 0.34 | 0.56 | 0.56 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.62 | 0.47 | 0.57 | 0.52 | 0.33 | 0.34 | 0.55 | 0.56 | ||||||||||||||||||
| 宣派股息 | 18,161 | 18,494 | 18,381 | 19,138 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||
| 每普通股 | 0.0225 | 0.0225 | 0.0225 | 0.0225 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||
| 勘探开发 | 339,573 | 412,551 | 199,214 | 409,191 | 170,704 | 233,626 | 103,634 | 167,453 | ||||||||||||||||||
| 加拿大 | 101,916 | 158,126 | 75,137 | 107,053 | 96,403 | 184,606 | 85,641 | 117,150 | ||||||||||||||||||
| 美国 | 237,657 | 254,425 | 124,077 | 302,138 | 74,301 | 49,020 | 17,993 | 50,303 | ||||||||||||||||||
| 物业收购 | 3,349 | 35,403 | 33,923 | 4,277 | (62) | 506 | 1,085 | — | ||||||||||||||||||
| 处置收益 | (2,695) | (25) | (159,745) | (226) | (50) | (235) | (148) | (25,460) | ||||||||||||||||||
|
净债务(1)
|
2,639,014 | 2,639,841 | 2,534,287 | 2,824,348 | 2,814,844 | 995,170 | 987,446 | 1,113,559 | ||||||||||||||||||
| 总资产 | 7,770,926 | 7,717,495 | 7,460,931 | 8,946,181 | 8,617,444 | 5,180,059 | 5,103,769 | 4,923,617 | ||||||||||||||||||
| 已发行普通股 | 804,977 | 821,322 | 821,681 | 845,360 | 862,192 | 545,553 | 544,930 | 547,615 | ||||||||||||||||||
| 日常生产 | ||||||||||||||||||||||||||
| 总产量（BOE/d） | 154,194 | 150,620 | 160,373 | 150,600 | 89,761 | 86,760 | 86,864 | 83,194 | ||||||||||||||||||
| 加拿大（BOE/d） | 63,688 | 62,081 | 64,744 | 63,289 | 55,874 | 60,651 | 56,946 | 55,803 | ||||||||||||||||||
| 美国（BOE/d） | 90,506 | 88,540 | 95,629 | 87,311 | 33,887 | 26,109 | 29,918 | 27,391 | ||||||||||||||||||
| 基准价格 | ||||||||||||||||||||||||||
| WTI原油（美元/桶） | 80.57 | 76.96 | 78.32 | 82.26 | 73.78 | 76.13 | 82.64 | 91.56 | ||||||||||||||||||
| WCS重油（$/bbl） | 91.72 | 77.73 | 76.86 | 93.02 | 78.85 | 69.44 | 77.37 | 93.62 | ||||||||||||||||||
| Edmonton par oil（$/bbl） | 105.30 | 92.16 | 99.72 | 107.93 | 95.13 | 99.04 | 109.57 | 116.79 | ||||||||||||||||||
| 加元兑美元平均汇率 | 1.3684 | 1.3488 | 1.3619 | 1.3410 | 1.3431 | 1.3520 | 1.3577 | 1.3059 | ||||||||||||||||||
| AECO天然气（$/mcf） | 1.44 | 2.05 | 2.66 | 2.39 | 2.35 | 4.34 | 5.58 | 5.81 | ||||||||||||||||||
| NYMEXG天然气（US $/mmbtu） | 1.89 | 2.24 | 2.88 | 2.55 | 2.10 | 3.42 | 6.26 | 8.20 | ||||||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用（美元/桶油当量）(2)
|
75.93 | 67.12 | 68.00 | 80.34 | 66.82 | 63.48 | 74.93 | 87.68 | ||||||||||||||||||
|
特许权使用费（美元/桶油当量）(3)
|
(17.14) | (15.26) | (15.49) | (17.33) | (13.21) | (11.94) | (15.23) | (19.21) | ||||||||||||||||||
|
运营费用（美元/桶油当量）(3)
|
(11.95) | (12.65) | (11.17) | (12.57) | (14.62) | (14.40) | (13.06) | (14.39) | ||||||||||||||||||
|
运输费用（美元/桶油当量）(3)
|
(2.37) | (2.18) | (2.02) | (2.02) | (1.78) | (2.18) | (1.85) | (1.67) | ||||||||||||||||||
|
运营净回值（美元/桶油当量）(2)
|
44.47 | 37.03 | 39.32 | 48.42 | 37.21 | 34.96 | 44.79 | 52.41 | ||||||||||||||||||
|
金融衍生品（亏损）收益（美元/桶油当量）(3)
|
(0.16) | 0.40 | 0.84 | 0.15 | 2.00 | 0.69 | (6.21) | (9.98) | ||||||||||||||||||
|
金融衍生品后的经营净回值（美元/桶油当量）(2)
|
44.31 | 37.43 | 40.16 | 48.57 | 39.21 | 35.65 | 38.58 | 42.43 | ||||||||||||||||||
(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.
2024年第二季度MD & A20
我们前八个季度的业绩反映出，随着石油和天然气价格波动，我们的资本计划得到了有纪律的执行。产量从2022年第三季度的83,194桶油当量/天稳步增长，到2024年第二季度达到154,194桶油当量/天，这是由于我们在加拿大和美国的开发计划的强劲油井表现，以及与Ranger合并的产量贡献。
俄罗斯入侵乌克兰后，大宗商品价格在2022年走强至多年高位，这给全球石油和天然气供应带来了更高的不确定性，这反映在我们2022年第三季度87.68美元/桶油当量的实际销售价格中，这是我们最近八个季度最强劲的实际定价。我们2024年Q2/2024的实际价格为75.93美元/桶油当量，反映了全球供需平衡以及持续的地缘政治紧张局势带来的稳定原油价格。
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)2024年第二季度的5.328亿美元和5.056亿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以及与Ranger的合并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)由于用于为2023年第二季度结束的合并提供资金的额外债务，从2022年第三季度的11亿美元增加到2024年第二季度的26亿美元。净债务的变化也反映了自由现金流(2)自2022年第三季度以来产生的8.675亿美元，其中3.977亿美元分配给股东回报。
(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2023年12月31日止年度的AIF。
报告条例
公共企业的环境报告不断发展，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。加拿大证券管理机构还发布了一项拟议的国家文书51-107披露气候相关事项，其中规定了加拿大上市公司的额外报告要求。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2024年6月30日，我们没有任何财务安排被排除在合并财务报表之外，截至本MD & A之日，也没有任何此类安排尚未执行。
关键会计估计
截至2024年6月30日止六个月，我们的关键会计估计没有变化。有关我们关键会计政策和估计的更多信息，请参见截至2023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。
会计政策的变化
自2024年1月1日起，Baytex通过对IAS1的修订财务报表的列报于2020年1月由国际会计准则理事会发布。修订进一步明确了在综合财务状况表中将负债列报为流动或非流动的要求。
这些修订并未对我们的合并财务报表产生重大影响。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A21
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、净混合和其他费用、重油销售额、净混合和其他费用、平均特许权使用费率，这些指标没有IFRS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。
非GAAP财务指标
销售总额，净混合和其他费用和重油，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从产量中实现的总收入和重油收入。总销售额，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总销售额。重油，净调和和其他费用计算为重油销售减去调和和其他费用。我们认为，在根据基准商品价格分析我们对已生产数量的实际定价时，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6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||
| 石油和天然气销售 | $ | 1,133,123 | $ | 598,760 | $ | 2,117,315 | $ | 1,154,096 | ||||||
|
轻油和凝析油(1)
|
(662,650) | (308,810) | (1,263,765) | (597,275) | ||||||||||
|
NGL(1)
|
(49,510) | (20,163) | (95,441) | (41,997) | ||||||||||
|
天然气销售(1)
|
(26,003) | (18,338) | (58,225) | (46,290) | ||||||||||
| 重油销售 | $ | 394,960 | $ | 251,449 | $ | 699,884 | $ | 468,534 | ||||||
|
混合和其他费用(2)
|
(67,685) | (52,995) | (131,893) | (112,676) | ||||||||||
| 重油，净混合和其他费用 | $ | 327,275 | $ | 198,454 | $ | 567,991 | $ | 355,858 | ||||||
(1)石油和天然气销售的组成部分。详见附注13-截至2024年6月30日止三个月和六个月合并财务报表中的石油和天然气销售情况。
(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。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A 22
下表对经营净回值和已实现金融衍生品后的经营净回值与石油和天然气销售进行了核对。
| 截至6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||
| 石油和天然气销售 | $ | 1,133,123 | $ | 598,760 | $ | 2,117,315 | $ | 1,154,096 | ||||||
| 混合和其他费用 | (67,685) | (52,995) | (131,893) | (112,676) | ||||||||||
| 销售总额，扣除混合和其他费用 | 1,065,438 | 545,765 | 1,985,422 | 1,041,420 | ||||||||||
| 版税 | (240,440) | (107,920) | (449,611) | (201,173) | ||||||||||
| 营业费用 | (167,705) | (119,438) | (341,140) | (231,846) | ||||||||||
| 运输费用 | (33,314) | (14,574) | (63,149) | (31,579) | ||||||||||
| 运营净回 | $ | 623,979 | $ | 303,833 | $ | 1,131,522 | $ | 576,822 | ||||||
|
已实现金融衍生品（亏损）收益(1)
|
(2,257) | 16,365 | 3,231 | 21,780 | ||||||||||
| 实现金融衍生品后的经营净回 | $ | 621,722 | $ | 320,198 | $ | 1,134,753 | $ | 598,602 | ||||||
(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17-截至2024年6月30日止三个月和六个月合并财务报表中的金融工具和风险管理。
自由现金流
我们使用自由现金流来评估我们的财务业绩，并评估可用于偿还债务、普通股回购、股息和收购机会的现金。自由现金流包括根据非现金营运资本变化调整的经营活动现金流、勘探和评估资产的增加、石油和天然气资产的增加、租赁义务的付款、交易成本和衍生工具的现金溢价。
自由现金流与经营活动现金流对账如下表所示。
| 截至6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||
| 经营活动产生的现金流量 | $ | 505,584 | $ | 192,308 | $ | 889,357 | $ | 377,246 | ||||||
| 非现金营运资本变动 | 20,140 | 40,795 | 52,163 | 79,849 | ||||||||||
| 勘探和评估资产的增加 | — | (741) | — | (1,231) | ||||||||||
| 石油和天然气资产的增加 | (339,573) | (169,963) | (752,124) | (403,099) | ||||||||||
| 租赁债务的付款 | (5,478) | (1,181) | (10,350) | (2,336) | ||||||||||
| 交易成本 | — | 32,832 | 1,539 | 41,703 | ||||||||||
| 衍生品的现金溢价 | — | 2,263 | — | 2,263 | ||||||||||
| 自由现金流 | $ | 180,673 | $ | 96,313 | $ | 180,585 | $ | 94,395 | ||||||
非公认会计原则财务比率
重油，每桶混合和其他费用净额
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现价格。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该比率。我们使用重油，扣除混合和其他每桶费用，以WCS基准价格为基准分析我们实现的产量重油价格。
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。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A 23
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。每桶油当量已实现的金融衍生品损益加到每桶油当量的经营净回值中，得出每桶油当量金融衍生品后的经营净回值。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收益和损失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。
下表总结了我们对净债务的计算。
| 截至 | ||||||||
| （千美元） | 2024年6月30日 | 2023年12月31日 | ||||||
| 信贷便利 | $ | 607,589 | $ | 848,749 | ||||
|
未摊销债务发行成本-信贷便利(1)
|
18,387 | 15,987 | ||||||
| 长期票据 | 1,833,182 | 1,562,361 | ||||||
|
未摊还债务发行费用-长期票据(1)
|
48,712 | 35,114 | ||||||
| 贸易应付款项 | 617,222 | 477,295 | ||||||
| 股份补偿责任 | 22,706 | 35,732 | ||||||
| 应付股息 | 18,161 | 18,381 | ||||||
| 其他长期负债 | 19,845 | 19,147 | ||||||
| 现金 | (35,887) | (55,815) | ||||||
| 应收账款 | (429,098) | (339,405) | ||||||
| 预付和其他资产 | (81,805) | (83,259) | ||||||
|
净债务
|
$ | 2,639,014 | $ | 2,534,287 | ||||
(1)未摊销债务发行费用来自截至2024年6月30日止三个月和六个月的综合财务报表中的附注7-信贷融资和附注8-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、交易成本和衍生工具的现金溢价。
调整后的资金流量与下表主要财务报表中披露的金额进行对账。
| 截至6月30日止三个月 | 截至6月30日止六个月 | |||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||
| 经营活动现金流 | $ | 505,584 | $ | 192,308 | $ | 889,357 | $ | 377,246 | ||||||
| 非现金营运资本变动 | 20,140 | 40,795 | 52,163 | 79,849 | ||||||||||
| 已结算的资产报废债务 | 7,115 | 5,392 | 13,626 | 9,518 | ||||||||||
| 交易成本 | — | 32,832 | 1,539 | 41,703 | ||||||||||
| 衍生品的现金溢价 | — | 2,263 | — | 2,263 | ||||||||||
| 调整后资金流 | $ | 532,839 | $ | 273,590 | $ | 956,685 | $ | 510,579 | ||||||
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A24
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2024年6月30日的三个月内，除下文所述事项外，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。
Baytex此前在加拿大和美国适用证券法允许的情况下，将2023年6月20日通过合并获得的业务流程排除在公司对财务报告内部控制的评估之外。我们在Q2/2024期间完成了对Ranger财务报告内部控制设计的评估。
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，并受到本警示性声明的明确限定。
具体地说，这份文件包含前瞻性陈述，涉及但不限于：我们可以有效地在我们的资产之间分配资本；我们预计净债务将在2024年余额期间下降；我们的2024年指导意见为：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债务结算；存在，我们的风险管理计划的运营和战略；我们打算以现金结算未偿还的基于股份的薪酬奖励；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，以执行发展计划、交付股东回报并通过战略收购优化我们的投资组合；我们可能会不时发行或回购债务或股本证券；我们打算用运营产生的现金流和财务义务的预期时间为某些财务义务提供资金。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有利可图地生产。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有利可图地生产。
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；及时收到监管和其他我们经营活动所需的批准；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，如果提出了变更，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；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续签；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2023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。
Baytex Energy Corp.
2024年第二季度MD & A 25
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）以及满足根据适用的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票回购（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。