Baytex Energy Corp.
2024年第三季度MD & A1
附件 99.2
Baytex Energy Corp.
管理层的讨论与分析
截至2024年9月30日及2023年9月30日止三个月及九个月
2024年10月31日
截至2024年9月30日止三个月和九个月的经营业绩和财务业绩，以下是管理层对Baytex Energy Corp.的讨论和分析（“MD & A”）。这些信息截至2024年10月31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9月30日止三个月和九个月（“Q3/2024”和“YTD 2024”）的业绩已与截至2023年9月30日止三个月和九个月（“Q3/2023”和“YTD 2023”）的业绩进行了比较。本MD & A应与公司截至2024年9月30日止三个月及九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及附注，以及截至2023年12月31日止年度的年度资料表格（“AIF”）一并阅读。可在SEDAR +网站www.sedarplus.ca和美国证券交易委员会www.sec.gov上查阅这些文件和有关Baytex的其他信息。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，如果单独使用可能会产生误导。
本MD & A包含前瞻性信息和陈述，以及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，主要是运营，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).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（“定期贷款”）（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。
第三季度亮点
Baytex在2024年第三季度实现了强劲的运营和财务业绩。2024年Q3的154,468桶油当量/天的产量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3.063亿美元，并产生了自由现金流(2)2.202亿美元。
(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。
Baytex Energy Corp.
2024年第三季度MD & A2
2024年第三季度勘探和开发支出总计3.063亿美元。在美国，我们投资了1.859亿美元，2024年第三季度的平均产量为89,800桶油当量/天，而2023年第三季度的勘探和开发支出为3.021亿美元，产量为87,311桶油当量/天。在加拿大，我们投资了1.205亿美元，2024年第三季度的产量为64,668桶油当量/天，而2023年第三季度的勘探和开发支出为1.071亿美元，产量为63,289桶油当量/天。
由于需求减弱、供应增加和全球经济担忧，石油价格在2024年第三季度有所下降。2024年Q3的WTI基准价为75.10美元/桶，低于2023年Q3时WTI平均82.26美元/桶。尽管产量增加，但较低的实际定价导致调整后的资金流(1)与2023年第三季度相比，2024年第三季度为5.379亿美元，经营活动产生的现金流为5.50亿美元，当时我们产生了5.816亿美元的调整后资金流和4.440亿美元的经营活动现金流。
净债务(1)2024年9月30日为25亿美元，比2023年12月31日低2%，这反映了我们将自由现金流分配给2024年年初至今的债务偿还。自由现金流(2)2024年年初至今产生的4.007亿美元被分配用于偿还债务以及2.196亿美元的股东回报，包括股票回购和季度股息。净债务的变化还反映了2024年9月30日加元走弱对我们以美元计价的债务的影响，以及2024年年初至今发生的3980万美元的房地产收购和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。
(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。
2024年指南
我们继续执行2024年计划，预计2024年全年产量约为15.3万桶油当量/天，勘探和开发支出约为12.5亿美元，与我们之前的指导范围一致。
下表更新了我们的2024年指引，反映了年初至今的业绩和我们对第四季度的预期。
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年度指导(1)
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2024年修订指南
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| 勘探和开发支出 | 1.2-13亿美元 | ~12.5亿美元 | ||||||
| 产量（BOE/d） | 152,000 - 154,000 | ~ 153,000 | ||||||
| 费用： | ||||||||
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平均权利费率(2)
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~ 23.0% | ~ 22.5% | ||||||
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运营中(3)
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11.25-12.00美元/桶油当量 | ~12.00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 | ~2.45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） | 8500万美元（1.52美元/桶油当量） | ||||||
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现金利息(3)
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2亿美元（3.58美元/桶油当量） | 不变 | ||||||
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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） | 2500万美元（0.45美元/桶油当量） | ||||||
| 租赁支出 | 1200万美元 | 1500万美元 | ||||||
| 资产报废义务 | 3000万美元 | 不变 | ||||||
(1)正如2024年7月25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年第三季度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9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 | 13,781 | 56,062 | 69,843 | 17,641 | 58,122 | 75,763 | ||||||||||||||
| 重油 | 42,759 | — | 42,759 | 35,204 | — | 35,204 | ||||||||||||||
| 天然气液体（NGL） | 2,533 | 17,303 | 19,836 | 2,102 | 15,902 | 18,004 | ||||||||||||||
| 液体总量（bbl/d） | 59,073 | 73,365 | 132,438 | 54,947 | 74,024 | 128,971 | ||||||||||||||
| 天然气（MCF/d） | 33,566 | 98,609 | 132,175 | 50,058 | 79,722 | 129,780 | ||||||||||||||
| 总产量（BOE/d） | 64,668 | 89,800 | 154,468 | 63,289 | 87,311 | 150,600 | ||||||||||||||
| 生产组合 | ||||||||||||||||||||
| 细分市场占总数的百分比 | 42 | % | 58 | % | 100 | % | 42 | % | 58 | % | 100 | % | ||||||||
| 轻油和凝析油 | 21 | % | 63 | % | 45 | % | 28 | % | 67 | % | 50 | % | ||||||||
| 重油 | 66 | % | — | % | 28 | % | 56 | % | — | % | 23 | % | ||||||||
| NGL | 4 | % | 19 | % | 13 | % | 3 | % | 18 | % | 12 | % | ||||||||
| 天然气 | 9 | % | 18 | % | 14 | % | 13 | % | 15 | % | 15 | % | ||||||||
| 截至9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||
| 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 | 12,123 | 55,522 | 67,645 | 16,222 | 31,528 | 47,750 | ||||||||||||||
| 重油 | 42,342 | — | 42,342 | 34,076 | — | 34,076 | ||||||||||||||
| 天然气液体（NGL） | 2,491 | 17,276 | 19,767 | 1,804 | 9,514 | 11,318 | ||||||||||||||
| 液体总量（bbl/d） | 56,956 | 72,798 | 129,754 | 52,102 | 41,042 | 93,144 | ||||||||||||||
| 天然气（MCF/d） | 39,162 | 100,907 | 140,069 | 47,077 | 49,710 | 96,787 | ||||||||||||||
| 总产量（BOE/d） | 63,483 | 89,616 | 153,099 | 59,948 | 49,327 | 109,275 | ||||||||||||||
| 生产组合 | ||||||||||||||||||||
| 细分市场占总数的百分比 | 41 | % | 59 | % | 100 | % | 55 | % | 45 | % | 100 | % | ||||||||
| 轻油和凝析油 | 19 | % | 62 | % | 44 | % | 27 | % | 64 | % | 44 | % | ||||||||
| 重油 | 67 | % | — | % | 28 | % | 57 | % | — | % | 31 | % | ||||||||
| NGL | 4 | % | 19 | % | 13 | % | 3 | % | 19 | % | 10 | % | ||||||||
| 天然气 | 10 | % | 19 | % | 15 | % | 13 | % | 17 | % | 15 | % | ||||||||
2024年第三季度产量为154,468桶油当量/天，2024年年初至今产量为153,099桶油当量/天 相比之下，2023年第三季度为15.06万桶油当量/天，2023年年初至今为109,275桶油当量/天。相对于2023年，2024年Q3的产量增加反映了我们在美国和加拿大的成功开发计划。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年第三季度MD & A4
加拿大2024年第三季度的产量为64,668桶油当量/天，2024年年初至今的产量为63,483桶油当量/天，而2023年第三季度为63,289桶油当量/天，2023年年初至今为59,948桶油当量/天。我们成功的轻重油开发计划导致2024年Q3/2024产量增加1,379桶油当量/天，产量增加3,535桶油当量/天 2024年年初至今相对于2023年同期。2023年12月处置4,000桶油当量/天的轻油Viking资产部分抵消了我们重油开发的强劲产量结果。
在美国，2024年第三季度的产量为89,800桶油当量/天，相比之下为87,311桶油当量/天，这反映了我们成功的开发计划的结果。2024年初至今的产量为89,616桶油当量/天，高于49,327桶油当量/天 由于与Ranger合并后的生产，截至2023年初。
2024年年初至今的总产量为153,099桶油当量/天，与我们修订后的年度指引约153,000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
受需求疲软、供应增加和全球经济担忧的影响，全球原油基准定价在2024年第三季度有所下降。WTI基准价格2024年第三季度平均为75.10美元/桶，2024年年初至今平均为77.54美元/桶，而2023年第三季度为82.26美元/桶，2023年年初至今平均为77.39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质油定价的代表性基准。MEH基准在2024年第三季度和2024年年初至今平均为77.50美元/桶，在2024年年初至今平均为79.85美元/桶，而2023年第三季度和2023年第三季度分别为84.10美元/桶和78.84美元/桶 截至2023年初至今，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2024年第三季度和2024年年初至今分别为2.40美元/桶和2.31美元/桶，而2023年第三季度和2023年年初至今的溢价分别为1.84美元/桶和1.45美元/桶。由于美国墨西哥湾沿岸地区的需求增加，MEH基准期货在2024年的两个时段均以较WTI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2024年5月从TMX管道扩建开始出口后，加拿大的石油价差在2024年第三季度/2024年继续收窄。TMX扩建的延迟导致2024年初加拿大西部沉积盆地的管道分配增加以及轻质和重质原油库存增加，这导致2024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。2024年第三季度埃德蒙顿平价平均为97.91美元/桶，98.46美元/桶 2024年年初至今，2023年第三季度为107.93美元/桶，2023年年初至今为100.70美元/桶。2024年第三季度和2024年年初至今，Edmonton par对WTI的折价分别为3.30美元/桶和5.16美元/桶，而2023年第三季度和2023年年初至今的折价分别为1.78美元/桶和2.54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Q3和2024年年初至今的WCS基准平均价格分别为83.98美元/桶和84.45美元/桶，而2023年同期为93.02美元/桶和80.47美元/桶。WCS重油对WTI价差在2024年Q3为13.51美元/桶，为15.46美元/桶 2024年初至今，2023年第三季度为12.89美元/桶，2023年初至今为17.57美元/桶。
天然气
加拿大和美国的天然气价格在2024年低于2023年，此前北美大部分地区冬季天气温和，导致天然气需求疲软，库存水平升高。
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年第三季度天然气基准价格平均为2.16美元/mmbtu，2024年年初至今平均为2.10美元/mmbtu，而2023年第三季度为2.55美元/mmbtu，2023年年初至今平均为2.69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年第三季度和2024年年初至今的平均价格分别为0.81美元/MCF和1.43美元/MCF，低于2023年第三季度的2.39美元/MCF和2023年年初至今的3.03美元/MCF。
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2024年第三季度MD & A5
下表比较了截至2024年9月30日和2023年9月30日止三个月和九个月的选定基准价格和我们的平均实现售价。
| 截至9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | |||||||||||||||
| 基准平均数 | ||||||||||||||||||||
|
WTI原油（美元/桶）(1)
|
75.10 | 82.26 | (7.16) | 77.54 | 77.39 | 0.15 | ||||||||||||||
|
MEH石油（美元/桶）(2)
|
77.50 | 84.10 | (6.60) | 79.85 | 78.84 | 1.01 | ||||||||||||||
| MEH油价差对WTI（美元/桶） | 2.40 | 1.84 | 0.56 | 2.31 | 1.45 | 0.86 | ||||||||||||||
|
埃德蒙顿平价石油（美元/桶）(3)
|
97.91 | 107.93 | (10.02) | 98.46 | 100.70 | (2.24) | ||||||||||||||
| Edmonton par oil difference to WTI（US $/bbl） | (3.30) | (1.78) | (1.52) | (5.16) | (2.54) | (2.62) | ||||||||||||||
|
WCS重油（$/bbl）(4)
|
83.98 | 93.02 | (9.04) | 84.45 | 80.47 | 3.98 | ||||||||||||||
| WCS重油对WTI价差（美元/桶） | (13.51) | (12.89) | (0.62) | (15.46) | (17.57) | 2.11 | ||||||||||||||
|
AECO天然气（$/mcf）(5)
|
0.81 | 2.39 | (1.58) | 1.43 | 3.03 | (1.60) | ||||||||||||||
|
NYMEXG天然气（US $/mmbtu）(6)
|
2.16 | 2.55 | (0.39) | 2.10 | 2.69 | (0.59) | ||||||||||||||
| 加元/美元平均汇率 | 1.3636 | 1.3410 | 0.0226 | 1.3603 | 1.3453 | 0.0150 | ||||||||||||||
(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9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)
|
$ | 96.58 | $ | 101.82 | $ | 100.78 | $ | 106.89 | $ | 109.09 | $ | 108.57 | ||||||||
|
重油，扣除混合和其他费用（美元/桶）(2)
|
76.00 | — | 76.00 | 84.43 | — | 84.43 | ||||||||||||||
|
NGL（$/bbl）(1)
|
26.04 | 27.66 | 27.45 | 30.75 | 28.04 | 28.36 | ||||||||||||||
|
天然气（$/mcf）(1)
|
1.00 | 2.53 | 2.14 | 2.72 | 3.20 | 3.01 | ||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用（美元/桶油当量）(2)
|
$ | 72.37 | $ | 71.68 | $ | 71.97 | $ | 79.93 | $ | 80.64 | $ | 80.34 | ||||||||
| 截至9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||
| 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)
|
$ | 96.85 | $ | 104.49 | $ | 103.12 | $ | 100.46 | $ | 105.63 | $ | 103.87 | ||||||||
|
重油，扣除混合和其他费用（美元/桶）(2)
|
74.73 | — | 74.73 | 67.65 | — | 67.65 | ||||||||||||||
|
NGL（$/bbl）(1)
|
25.76 | 27.03 | 26.87 | 32.03 | 28.18 | 28.79 | ||||||||||||||
|
天然气（$/mcf）(1)
|
1.61 | 2.42 | 2.20 | 2.98 | 3.21 | 3.10 | ||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用（美元/桶油当量）(2)
|
$ | 70.34 | $ | 72.68 | $ | 71.71 | $ | 68.96 | $ | 76.19 | $ | 72.22 | ||||||||
(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年第三季度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年第三季度为71.97美元/桶油当量，2024年年初至今为71.71美元/桶油当量，而2023年第三季度为80.34美元/桶油当量，为72.22美元/桶油当量 2023年初至今。在加拿大，我们2024年第三季度72.37美元/桶油当量的实现价格比2023年第三季度79.93美元/桶油当量低7.56美元/桶油当量。我们在美国的实现价格在2024年Q3为71.68美元/桶油当量，比2023年Q3的80.64美元/桶油当量低8.96美元/桶油当量。北美基准价格的下降是导致我们在2024年第三季度和2024年年初至今在加拿大和美国的业务实现定价低于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较2024年第三季度和2024年年初至今的埃德蒙顿票面价格分别为1.33美元/桶和1.61美元/桶的折扣，而2023年第三季度和2023年年初至今的折扣分别为1.04美元/桶和0.24美元/桶。
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年第三季度和2024年年初至今的平均价格分别为101.82美元/桶和104.49美元/桶，而2023年第三季度和2023年年初至今的平均价格分别为109.09美元/桶和105.63美元/桶。以美元表示，我们在2024年Q3和2024年年初至今的实现轻油和凝析油价格分别为74.67美元/桶和76.81美元/桶，分别代表2024年Q3和2024年年初至今对MEH的折扣为2.83美元/桶和3.04美元/桶，而2023年Q3和2023年年初至今的折扣分别为2.75美元/桶和0.32美元/桶。2024年MEH的已实现折扣与预期和2023年的比较期间一致，这反映了已实现的定价和从Ranger收购的额外Eagle Ford生产。
我们实现的重油价格，净混合和其他费用(1)下降8.43美元/桶，与同期WCS基准价下降9.04美元/桶一致。我们在2024年年初至今实现的重油价格，扣除混合和其他费用，比2023年年初至今增加了7.08美元/桶，而同期WCS基准价格增加了3.98美元/桶。我们的实现价格比基准价格上涨更多，因为与2023年年初至今相比，购买用于混合的凝析油成本相对于基于2024年年初至今WCS基准的混合产品销售收到的价格较低。
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)2024年第三季度为27.45美元/桶，占WTI的27%（以加元表示），2024年年初至今为26.87美元/桶，占WTI的25%（以加元表示），相比之下，2023年第三季度为28.36美元/桶，占WTI（以加元表示）的26%，2023年年初至今为28.79美元/桶，占WTI（以加元表示）的28%。我们在2024年两个时期内实现的NGL价格占WTI的比例均与2023年同期保持一致。
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。我们在2024年Q3和2024年年初至今加拿大和美国实现的天然气价格变化与AECO和NYMEX基准价格相对于2023年Q3和2023年年初至今的变化是一致的。
(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。
Baytex Energy Corp.
2024年第三季度MD & A7
石油和天然气销售
| 截至9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 | $ | 122,452 | $ | 525,135 | $ | 647,587 | $ | 173,475 | $ | 583,304 | $ | 756,779 | ||||||||
| 重油 | 350,859 | — | 350,859 | 323,272 | — | 323,272 | ||||||||||||||
| NGL | 6,067 | 44,034 | 50,101 | 5,945 | 41,027 | 46,972 | ||||||||||||||
| 石油销售总额 | 479,378 | 569,169 | 1,048,547 | 502,692 | 624,331 | 1,127,023 | ||||||||||||||
| 天然气销售 | 3,089 | 22,987 | 26,076 | 12,526 | 23,461 | 35,987 | ||||||||||||||
| 石油和天然气销售总额 | 482,467 | 592,156 | 1,074,623 | 515,218 | 647,792 | 1,163,010 | ||||||||||||||
| 混合和其他费用 | (51,902) | — | (51,902) | (49,830) | — | (49,830) | ||||||||||||||
|
销售总额，净混合和其他
费用(1)
|
$ | 430,565 | $ | 592,156 | $ | 1,022,721 | $ | 465,388 | $ | 647,792 | $ | 1,113,180 | ||||||||
| 截至9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||
| 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 | $ | 321,704 | $ | 1,589,648 | $ | 1,911,352 | $ | 444,894 | $ | 909,159 | $ | 1,354,053 | ||||||||
| 重油 | 1,050,743 | — | 1,050,743 | 791,806 | — | 791,806 | ||||||||||||||
| NGL | 17,579 | 127,963 | 145,542 | 15,777 | 73,192 | 88,969 | ||||||||||||||
| 石油销售总额 | 1,390,026 | 1,717,611 | 3,107,637 | 1,252,477 | 982,351 | 2,234,828 | ||||||||||||||
| 天然气销售 | 17,314 | 66,987 | 84,301 | 38,654 | 43,624 | 82,278 | ||||||||||||||
| 石油和天然气销售总额 | 1,407,340 | 1,784,598 | 3,191,938 | 1,291,131 | 1,025,975 | 2,317,106 | ||||||||||||||
| 混合和其他费用 | (183,795) | — | (183,795) | (162,506) | — | (162,506) | ||||||||||||||
|
销售总额，净混合和其他
费用(1)
|
$ | 1,223,545 | $ | 1,784,598 | $ | 3,008,143 | $ | 1,128,625 | $ | 1,025,975 | $ | 2,154,600 | ||||||||
(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年第三季度扣除混合和其他费用后的总销售额为10亿美元，这反映出与2023年第三季度相比实现的定价较低，当时扣除混合和其他费用后的总销售额为11亿美元。2024年年初至今的总销售额（扣除混合和其他费用）为30亿美元，高于2023年年初至今报告的22亿美元，这反映了与Ranger合并带来的额外产量。
在加拿大，2024年第三季度的总销售额（扣除混合和其他费用）为4.306亿美元，低于2023年第三季度报告的4.654亿美元。相对于2023年第三季度，我们2024年第三季度实现的定价有所下降，导致总销售额（扣除混合和其他费用）减少4500万美元，而产量增加导致总销售额（扣除混合和其他费用）相对于2023年第三季度增加1010万美元。2024年初至今的总销售额（扣除混合和其他费用）为12亿美元，高于2023年初至今的11亿美元。相对于2023年年初至今，我们2024年年初至今实现的定价增加导致总销售额（扣除混合和其他费用）增加2400万美元，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7090万美元。
在美国，2024年第三季度的石油和天然气销售总额为5.922亿美元，低于2023年第三季度报告的6.478亿美元。较高的产量导致2024年第三季度的总销售额相对于2023年第三季度增加了1850万美元，较低的已实现定价导致总销售额相对于2023年第三季度减少了7410万美元。2024年初至今的石油和天然气总销售额为18亿美元，高于2023年初至今的10亿美元。2024年年初至今的产量增加导致总销售额相对于2023年年初至今增加了8.448亿美元，较低的实现定价导致总销售额相对于2023年年初至今减少了8620万美元。
Baytex Energy Corp.
2024年第三季度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，通常表示为总销售额的百分比，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2024年9月30日和2023年9月30日止三个月和九个月的特许权使用费和特许权使用费率。
| 截至9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 | $ | 71,351 | $ | 152,449 | $ | 223,800 | $ | 64,238 | $ | 175,811 | $ | 240,049 | ||||||||
|
平均权利费率(1)(2)
|
16.6 | % | 25.7 | % | 21.9 | % | 13.8 | % | 27.1 | % | 21.6 | % | ||||||||
|
每桶油当量的特许权使用费(3)
|
$ | 11.99 | $ | 18.45 | $ | 15.75 | $ | 11.03 | $ | 21.89 | $ | 17.33 | ||||||||
| 截至9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||
| 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 | $ | 200,809 | $ | 472,602 | $ | 673,411 | $ | 155,402 | $ | 285,820 | $ | 441,222 | ||||||||
|
平均权利费率(1)(2)
|
16.4 | % | 26.5 | % | 22.4 | % | 13.8 | % | 27.9 | % | 20.5 | % | ||||||||
|
每桶油当量的特许权使用费(3)
|
$ | 11.54 | $ | 19.25 | $ | 16.05 | $ | 9.50 | $ | 21.22 | $ | 14.79 | ||||||||
(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按适用期间的特许权使用费除以桶油当量生产量计算。
2024年第三季度的特许权使用费为2.238亿美元，占总销售额的21.9%，扣除混合和其他费用，而2023年第三季度为2.40亿美元，占21.6%。2024年年初至今的特许权使用费总额为6.734亿美元，占总销售额的22.4%，扣除混合和其他费用，而2023年年初至今为4.412亿美元，占20.5%。
我们在加拿大的2024年第三季度和2024年年初至今的平均特许权使用费率分别为16.6%和16.4%，高于2023年比较期间的13.8%，这是由于我们的重油资产的产量增长，相对于我们的轻油资产，重油资产的特许权使用费率更高。
在美国，我们2024年第三季度的平均特许权使用费率为25.7%，低于2023年第三季度的27.1%，原因是我们从非经营性Eagle Ford物业的运营商收到了一笔非经常性的前期调整。由于前期调整和收购的Ranger物业的生产，我们2024年年初至今的平均特许权使用费率为26.5%，而2023年年初至今的平均特许权使用费率为27.9%，相对于我们传统的非经营性Eagle Ford物业，这些物业的特许权使用费率较低。
我们2024年初至今的平均特许权使用费率为22.4%，与我们修订后的2024年年度指引22.5%一致。
Baytex Energy Corp.
2024年第三季度MD & A9
营业费用
| 截至9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 | $ | 87,373 | $ | 79,746 | $ | 167,119 | $ | 93,065 | $ | 81,054 | $ | 174,119 | ||||||||
|
每桶油当量运营费用(1)
|
$ | 14.69 | $ | 9.65 | $ | 11.76 | $ | 15.98 | $ | 10.09 | $ | 12.57 | ||||||||
| 截至9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||
| 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 | $ | 257,191 | $ | 251,068 | $ | 508,259 | $ | 275,599 | $ | 130,366 | $ | 405,965 | ||||||||
|
每桶油当量运营费用(1)
|
$ | 14.79 | $ | 10.22 | $ | 12.12 | $ | 16.84 | $ | 9.68 | $ | 13.61 | ||||||||
(1)每桶油当量营业费用的计算方法为营业费用除以适用期间的桶油当量生产量。
2024年第三季度的总运营费用为1.671亿美元（11.76美元/桶油当量），低于2023年第三季度的1.741亿美元（12.57美元/桶油当量），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。2024年年初至今的总运营费用为5.083亿美元（12.12美元/桶油当量），高于2023年年初至今的4.060亿美元（13.61美元/桶油当量），原因是从Ranger收购的物业产生了额外的产量，这也导致2024年年初至今的总单位运营成本低于2023年年初至今。
在加拿大，2024年第三季度的总运营费用为8740万美元（14.69美元/桶油当量），2024年年初至今的总运营费用为2.572亿美元（14.79美元/桶油当量），低于2023年第三季度的9310万美元（15.98美元/桶油当量）和2023年年初至今的2.756亿美元（16.84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年第三季度的运营费用为7970万美元（9.65美元/桶油当量），与2023年第三季度的8110万美元（10.09美元/桶油当量）一致。2024年初至今的运营费用从2023年初至今的1.304亿美元（9.68美元/桶油当量）增至2.511亿美元（10.22美元/桶油当量），这反映了从Ranger收购的物业带来的额外产量。美国的每桶油当量运营费用，以美元表示，2024年第三季度为7.08美元/桶油当量，2024年年初至今为7.51美元/桶油当量，与2023年第三季度的7.52美元/桶油当量和2023年年初至今的7.20美元/桶油当量一致。
2024年年初至今12.12美元/桶油当量的运营费用与预期一致，我们对2024年的年度指引约为12.00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2024年9月30日和2023年9月30日止三个月和九个月的运输费用。
| 截至9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 | $ | 24,837 | $ | 12,046 | $ | 36,883 | $ | 16,075 | $ | 11,908 | $ | 27,983 | ||||||||
|
每桶油当量运输费用(1)
|
$ | 4.17 | $ | 1.46 | $ | 2.60 | $ | 2.76 | $ | 1.48 | $ | 2.02 | ||||||||
| 截至9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||
| 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 | $ | 62,616 | $ | 37,416 | $ | 100,032 | $ | 46,320 | $ | 13,242 | $ | 59,562 | ||||||||
|
每桶油当量运输费用(1)
|
$ | 3.60 | $ | 1.52 | $ | 2.38 | $ | 2.83 | $ | 0.98 | $ | 2.00 | ||||||||
(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年第三季度MD & A 10
2024年第三季度运输费用为3690万美元（2.60美元/桶油当量），2024年年初至今为1.00亿美元（2.38美元/桶油当量），而2023年第三季度为2800万美元（2.02美元/桶油当量），2023年年初至今为5960万美元（2.00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年第三季度和2024年年初至今的总运输费用和单位成本较高。在美国，2024年第三季度的总运输费用和单位成本与2023年第三季度一致，而2024年年初至今的总运输费用和单位成本高于2023年年初至今，原因是我们从Ranger收购的运营的Eagle Ford业务的卡车运输和管道成本。
2024年初至今的每单位运输费用为2.38美元/桶油当量，与我们修正后的2024年约2.45美元/桶油当量的年度指导一致。
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年第三季度混合和其他费用为5190万美元，2024年年初至今为1.838亿美元，而2023年第三季度为4980万美元，2023年年初至今为1.625亿美元。较高的混合和其他费用主要是由于与2023年同期相比，2024年第三季度和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，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9月30日和2023年9月30日止三个月和九个月的金融衍生品合约的结果。
| 截至9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 已实现金融衍生品收益（亏损） | ||||||||||||||||||||
| 原油 | $ | (2,190) | $ | 2,130 | $ | (4,320) | $ | (6,091) | $ | 23,909 | $ | (30,000) | ||||||||
| 天然气 | 2,521 | (75) | 2,596 | 9,653 | (74) | 9,727 | ||||||||||||||
| 合计 | $ | 331 | $ | 2,055 | $ | (1,724) | $ | 3,562 | $ | 23,835 | $ | (20,273) | ||||||||
| 未实现金融衍生品收益（亏损） | ||||||||||||||||||||
| 原油 | $ | 21,239 | $ | (31,903) | $ | 53,142 | $ | 3,251 | $ | (39,817) | $ | 43,068 | ||||||||
| 天然气 | 1,357 | 1,207 | 150 | (2,215) | (1,072) | (1,143) | ||||||||||||||
| 合计 | $ | 22,596 | $ | (30,696) | $ | 53,292 | $ | 1,036 | $ | (40,889) | $ | 41,925 | ||||||||
| 金融衍生品总收益（亏损） | ||||||||||||||||||||
| 原油 | $ | 19,049 | $ | (29,773) | $ | 48,822 | $ | (2,840) | $ | (15,908) | $ | 13,068 | ||||||||
| 天然气 | 3,878 | 1,132 | 2,746 | 7,438 | (1,146) | 8,584 | ||||||||||||||
| 合计 | $ | 22,927 | $ | (28,641) | $ | 51,568 | $ | 4,598 | $ | (17,054) | $ | 21,652 | ||||||||
我们在2024年第三季度和2024年年初至今的金融衍生品总收益分别为2290万美元和460万美元，而2023年第三季度和2023年年初至今的亏损分别为2860万美元和1710万美元。2024年初至今已实现的360万美元金融衍生品收益来自于970万美元的天然气合同收益和610万美元的原油合同损失。2024年初至今的未实现金融衍生品收益为100万美元，这是由于原油合同的330万美元收益被天然气合同的220万美元损失部分抵消。年初至今的收益主要是由于预测的原油和天然气定价发生了变化，这些变化用于对我们截至2024年9月30日的未执行合同的数量进行重新估值，而不是2023年12月31日。 我们的金融衍生品合约的公允价值导致2024年9月30日的净资产为2430万美元，而2023年12月31日的净资产为2330万美元。
请参阅合并财务报表附注17，以完整列出我们截至2024年10月31日的未完成合同。
Baytex Energy Corp.
2024年第三季度MD & A 11
运营NetBack
下表汇总了我们截至2024年9月30日和2023年9月30日止三个月和九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9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） | 64,668 | 89,800 | 154,468 | 63,289 | 87,311 | 150,600 | ||||||||||||||
| 运营净回值： | ||||||||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用(1)
|
$ | 72.37 | $ | 71.68 | $ | 71.97 | $ | 79.93 | $ | 80.64 | $ | 80.34 | ||||||||
| 减： | ||||||||||||||||||||
|
版税(2)
|
(11.99) | (18.45) | (15.75) | (11.03) | (21.89) | (17.33) | ||||||||||||||
|
营业费用(2)
|
(14.69) | (9.65) | (11.76) | (15.98) | (10.09) | (12.57) | ||||||||||||||
|
运输费用(2)
|
(4.17) | (1.46) | (2.60) | (2.76) | (1.48) | (2.02) | ||||||||||||||
|
运营净回(1)
|
$ | 41.52 | $ | 42.12 | $ | 41.86 | $ | 50.16 | $ | 47.18 | $ | 48.42 | ||||||||
|
已实现金融衍生品收益（亏损）(3)
|
— | — | 0.02 | — | — | 0.15 | ||||||||||||||
|
金融衍生品后的经营净回(1)
|
$ | 41.52 | $ | 42.12 | $ | 41.88 | $ | 50.16 | $ | 47.18 | $ | 48.57 | ||||||||
| 截至9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||
| 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） | 63,483 | 89,616 | 153,099 | 59,948 | 49,327 | 109,275 | ||||||||||||||
| 运营净回值： | ||||||||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用(1)
|
$ | 70.34 | $ | 72.68 | $ | 71.71 | $ | 68.96 | $ | 76.19 | $ | 72.22 | ||||||||
| 减： | ||||||||||||||||||||
|
版税(2)
|
(11.54) | (19.25) | (16.05) | (9.50) | (21.22) | (14.79) | ||||||||||||||
|
营业费用(2)
|
(14.79) | (10.22) | (12.12) | (16.84) | (9.68) | (13.61) | ||||||||||||||
|
运输费用(2)
|
(3.60) | (1.52) | (2.38) | (2.83) | (0.98) | (2.00) | ||||||||||||||
|
运营净回(1)
|
$ | 40.41 | $ | 41.69 | $ | 41.16 | $ | 39.79 | $ | 44.31 | $ | 41.82 | ||||||||
|
已实现金融衍生品收益(3)
|
— | — | 0.08 | — | — | 0.80 | ||||||||||||||
|
金融衍生品后的经营净回(1)
|
$ | 40.41 | $ | 41.69 | $ | 41.24 | $ | 39.79 | $ | 44.31 | $ | 42.62 | ||||||||
(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年第三季度的运营净收益为41.86美元/桶油当量，2024年年初至今的运营净收益为41.16美元/桶油当量，低于2023年第三季度的48.42美元/桶油当量和41.82美元/桶油当量 对于2023年年初至今，由于我们实现的价格下降，导致扣除特许权使用费的单位销售额下降。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年第三季度的总运营和运输费用为14.36美元/桶油当量，2024年年初至今为14.50美元/桶油当量，低于2023年第三季度的14.59美元/桶油当量和2023年年初至今的15.61美元/桶油当量。我们在2024年第三季度扣除金融衍生品已实现损益的运营净收益为41.88美元/桶油当量，2024年年初至今为41.24美元/桶油当量，而2023年第三季度为48.57美元/桶油当量，2023年年初至今为42.62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年第三季度MD & A 12
下表汇总了我们截至2024年9月30日和2023年9月30日的三个月和九个月的G & A费用。
| 截至9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||||||||
| （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 | $ | 24,255 | $ | 25,970 | $ | (1,715) | $ | 80,082 | $ | 56,863 | $ | 23,219 | ||||||||
| 间接费用回收 | (6,360) | (5,434) | (926) | (18,769) | (9,353) | (9,416) | ||||||||||||||
| 一般和行政费用 | $ | 17,895 | $ | 20,536 | $ | (2,641) | $ | 61,313 | $ | 47,510 | $ | 13,803 | ||||||||
|
每桶油当量的一般和行政费用(1)
|
$ | 1.26 | $ | 1.48 | $ | (0.22) | $ | 1.46 | $ | 1.59 | $ | (0.13) | ||||||||
(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。
2024年第三季度的G & A费用为1790万美元（1.26美元/桶油当量），而2023年第三季度的G & A费用为2050万美元（1.48美元/桶油当量），其中包括与合并相关的较高初始成本。2024年初至今的G & A费用为6130万美元（1.46美元/桶油当量），而2023年初至今的G & A费用为4750万美元（1.59美元/桶油当量）。与2023年初相比，2024年初至今的G & A费用增加，主要是由于与Ranger合并后保留的人员相关的人员成本。
2024年初至今的G & A费用为1.46美元/桶油当量，与预期一致，我们预计2024年的G & A费用约为1.52美元/桶油当量。
融资和利息费用
融资和利息费用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9月30日和2023年9月30日止三个月和九个月的融资和利息支出。
| 截至9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||||||||
| （除每桶油当量外，千美元） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 信贷融资利息 | $ | 12,343 | $ | 21,671 | $ | (9,328) | $ | 46,271 | $ | 35,422 | $ | 10,849 | ||||||||
| 长期票据利息 | 37,426 | 34,664 | 2,762 | 109,760 | 67,323 | 42,437 | ||||||||||||||
| 租赁债务利息 | 340 | 160 | 180 | 1,304 | 380 | 924 | ||||||||||||||
| 现金利息 | $ | 50,109 | $ | 56,495 | $ | (6,386) | $ | 157,335 | $ | 103,125 | $ | 54,210 | ||||||||
| 债务发行成本的增加 | 3,067 | 6,539 | (3,472) | 13,989 | 8,910 | 5,079 | ||||||||||||||
| 资产报废义务的增加 | 5,524 | 5,031 | 493 | 15,910 | 14,252 | 1,658 | ||||||||||||||
| 提前赎回费用 | — | — | — | 24,350 | — | 24,350 | ||||||||||||||
| 融资和利息支出 | $ | 58,700 | $ | 68,065 | $ | (9,365) | $ | 211,584 | $ | 126,287 | $ | 85,297 | ||||||||
|
每桶油当量现金利息(1)
|
$ | 3.53 | $ | 4.08 | $ | (0.55) | $ | 3.75 | $ | 3.46 | $ | 0.29 | ||||||||
|
每桶油当量的融资和利息支出(1)
|
$ | 4.13 | $ | 4.91 | $ | (0.78) | $ | 5.04 | $ | 4.23 | $ | 0.81 | ||||||||
(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年第三季度融资和利息支出为5870万美元（4.13美元/桶油当量），2024年年初至今为2.116亿美元（5.04美元/桶油当量），而2023年第三季度为6810万美元（4.91美元/桶油当量），2023年年初至今为1.263亿美元（4.23美元/桶油当量）。2024年Q3利息成本下降是由于与2023年Q3相比未偿债务余额减少。与2023年初相比，2024年初至今的利息成本较高，反映了与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%优先票据相关的成本。
2024年第三季度的现金利息为5010万美元（3.53美元/桶油当量），低于2023年第三季度的5650万美元（4.08美元/桶油当量）。我们的信贷额度利息较低反映了2024年第三季度未偿债务余额较低，而长期票据利息较高是由于2024年第二季度发行了7.375%的优先票据。2024年初至今的现金利息为1.573亿美元（3.75美元/桶油当量），高于2023年初至今的1.031亿美元（3.46美元/桶油当量），主要是合并后未偿债务余额增加的结果，其中包括发行本金总额为8.00亿美元的长期票据。我们的信贷额度适用的加权平均利率在2024年第三季度为7.5%，2024年年初至今为7.9%，而2023年第三季度为7.8%，2023年年初至今为7.3%。
Baytex Energy Corp.
2024年第三季度MD & A13
2024年第三季度的资产报废债务增加额为550万美元，2024年年初至今为1590万美元，与2023年第三季度的500万美元和2023年年初至今的1430万美元保持一致。由于与合并一起发行的债务相关的成本，2024年的债务发行成本增加高于2023年。在2024年第二季度，我们以5.75亿美元的7.375%票据为剩余的8.75%优先票据再融资，我们记录了2440万美元的提前赎回费用。
2024年初至今的现金利息支出为1.573亿美元（3.75美元/桶油当量），与预期一致。我们2024年2亿美元（3.58美元/桶油当量）的年度指引反映了今年剩余时间内持续偿还债务和适用于我们信贷安排的较低利率。
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年第三季度勘探和评估费用为10万美元，2024年年初至今为70万美元，而2023年第三季度为40万美元，2023年年初至今为90万美元。
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9月30日和2023年9月30日止三个月和九个月的损耗和折旧费用。
| 截至9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||||||||
| （除每桶油当量外，千美元） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 耗竭 | $ | 352,745 | $ | 317,548 | $ | 35,197 | $ | 1,043,898 | $ | 656,456 | $ | 387,442 | ||||||||
| 折旧 | 3,639 | 2,183 | 1,456 | 9,724 | 5,418 | 4,306 | ||||||||||||||
| 损耗和折旧 | $ | 356,384 | $ | 319,731 | $ | 36,653 | $ | 1,053,622 | $ | 661,874 | $ | 391,748 | ||||||||
|
每桶油当量损耗和折旧(1)
|
$ | 25.08 | $ | 23.08 | $ | 2.00 | $ | 25.12 | $ | 22.19 | $ | 2.93 | ||||||||
(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年第三季度消耗和折旧费用为3.564亿美元（25.08美元/桶油当量），2024年年初至今为11亿美元（25.12美元/桶油当量），而2023年第三季度为3.197亿美元（23.08美元/桶油当量），2023年年初至今为6.619亿美元（22.19美元/桶油当量）。相对于Q3/2023和YTD 2023，Q3/2024和YTD 2024的总损耗和折旧费用以及损耗和折旧均高于Q3/2023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9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
截至2023年12月31日，由于我们的储备发生变化，我们在遗留的非经营性Eagle Ford CGU中记录了8.337亿美元的减值损失，由于我们的储备发生变化，我们在Viking CGU中记录了减值损失，以及在处置一项资产时记录的损失。
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费用在奖励的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。
我们记录的2024年第三季度SBC费用为230万美元，2024年年初至今为1740万美元，低于2023年第三季度的1470万美元和2023年年初至今的4140万美元。与2023年同期相比，2024年第三季度和2024年年初至今的SBC费用有所下降，因为2023年年初至今包括与与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，这是由于2024年年初至今公司股价下跌。
Baytex Energy Corp.
2024年第三季度MD & A14
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9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||||||||
| （千美元，汇率除外） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 未实现汇兑（收益）损失 | $ | (24,401) | $ | 42,392 | $ | (66,793) | $ | 33,506 | $ | 29,299 | $ | 4,207 | ||||||||
| 已实现汇兑（收益）损失 | (151) | 290 | (441) | 1,934 | 1,381 | 553 | ||||||||||||||
| 汇兑（收益）损失 | $ | (24,552) | $ | 42,682 | $ | (67,234) | $ | 35,440 | $ | 30,680 | $ | 4,760 | ||||||||
| 加元兑美元汇率： | ||||||||||||||||||||
| 期初 | 1.3687 | 1.3238 | 1.3205 | 1.3534 | ||||||||||||||||
| 期末 | 1.3505 | 1.3537 | 1.3505 | 1.3537 | ||||||||||||||||
我们在2024年第三季度录得2460万美元的外汇收益，在2024年年初至今录得3540万美元的亏损，而2023年第三季度和2023年年初至今的亏损分别为4270万美元和3070万美元。
2024年第三季度未实现的2440万美元外汇收益与2024年6月30日相比，由于加元相对于美元在2024年9月30日走强，我们以美元计价的长期票据和信贷额度的报告金额发生变化有关。2024年年初至今亏损3350万美元，原因是与2023年12月31日相比，2024年9月30日加元兑美元汇率走弱。2023年第三季度的未实现外汇损失为4240万美元，2023年年初至今的未实现外汇损失为2930万美元，这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6月30日和2022年12月31日相比，2023年9月30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2024年第三季度录得20万美元的已实现外汇收益，2024年年初至今录得190万美元的亏损，而2023年第三季度和2023年年初至今的亏损分别为30万美元和140万美元。
所得税
| 截至9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 当期所得税（回收）费用 | $ | (3,748) | $ | 808 | $ | (4,556) | $ | 4,407 | $ | 3,278 | $ | 1,129 | ||||||||
| 递延所得税费用（回收） | 33,577 | 48,007 | (14,430) | 72,188 | (114,830) | 187,018 | ||||||||||||||
| 所得税费用总额（回收） | $ | 29,829 | $ | 48,815 | $ | (18,986) | $ | 76,595 | $ | (111,552) | $ | 188,147 | ||||||||
| 每桶油当量当期所得税（回收）费用 | $ | (0.26) | $ | 0.06 | $ | (0.32) | $ | 0.11 | $ | 0.11 | $ | — | ||||||||
我们在2024年第三季度录得370万美元的当期所得税回收，2024年年初至今的费用为440万美元，而2023年第三季度的费用为80万美元，2023年年初至今的费用为330万美元。2024年第三季度记录的当前税收回收和2024年年初至今的当前税收支出主要与汇回和相关税收有关。由于合并，2024年年初至今的遣返和相关税收较2023年年初至今有所增加。当前在2024年Q3记录的税收回收是对先前累积的2023年美国税收的回收。我们预计2024年当前所得税费用为2500万美元（0.45美元/桶油当量）。
我们在2024年第三季度和2024年年初至今分别记录了3360万美元和7220万美元的递延所得税费用，而2023年第三季度的费用为4800万美元，2023年年初至今的回收为1.148亿美元。2024年第三季度和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年第三季度录得的递延税项开支是由于我们在该期间的加拿大和美国业务产生的收入。2023年年初至今记录的递延税款回收主要与2023年第二季度合并交易结构的影响有关，部分被我们该期间加拿大和美国业务产生的收入所抵消。
Baytex Energy Corp.
2024年第三季度MD & A15
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。
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，由此产生的继任信托无法获得前任信托的损失。其次，重新评估指称，《所得税法》（加拿大）的一般反避税规则的操作是拒绝扣除损失。如果在用尽可用的上诉后，继续不允许扣除损失，则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年第三季度MD & A16
净收入和调整后资金流动
截至2024年9月30日和2023年9月30日止三个月和九个月的经调整资金流量和净收入的构成如下表所示。
| 截至9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 改变 | 2024 | 2023 | 改变 | ||||||||||||||
| 石油和天然气销售 | $ | 1,074,623 | $ | 1,163,010 | $ | (88,387) | $ | 3,191,938 | $ | 2,317,106 | $ | 874,832 | ||||||||
| 版税 | (223,800) | (240,049) | 16,249 | (673,411) | (441,222) | (232,189) | ||||||||||||||
| 收入，扣除特许权使用费 | 850,823 | 922,961 | (72,138) | 2,518,527 | 1,875,884 | 642,643 | ||||||||||||||
| 费用 | ||||||||||||||||||||
| 运营中 | (167,119) | (174,119) | 7,000 | (508,259) | (405,965) | (102,294) | ||||||||||||||
| 交通运输 | (36,883) | (27,983) | (8,900) | (100,032) | (59,562) | (40,470) | ||||||||||||||
| 混合和其他 | (51,902) | (49,830) | (2,072) | (183,795) | (162,506) | (21,289) | ||||||||||||||
|
运营净回(1)
|
$ | 594,919 | $ | 671,029 | $ | (76,110) | $ | 1,726,441 | $ | 1,247,851 | $ | 478,590 | ||||||||
| 一般和行政 | (17,895) | (20,536) | 2,641 | (61,313) | (47,510) | (13,803) | ||||||||||||||
| 现金利息 | (50,109) | (56,495) | 6,386 | (157,335) | (103,125) | (54,210) | ||||||||||||||
| 已实现金融衍生品收益 | 331 | 2,055 | (1,724) | 3,562 | 23,835 | (20,273) | ||||||||||||||
| 已实现汇兑收益（亏损） | 151 | (290) | 441 | (1,934) | (1,381) | (553) | ||||||||||||||
| 现金其他收入 | 9,107 | 1,367 | 7,740 | 7,011 | 1,013 | 5,998 | ||||||||||||||
| 当期所得税回收（费用） | 3,748 | (808) | 4,556 | (4,407) | (3,278) | (1,129) | ||||||||||||||
| 以现金份额为基础的薪酬 | (2,305) | (14,699) | 12,394 | (17,393) | (25,203) | 7,810 | ||||||||||||||
|
调整后资金流(2)
|
$ | 537,947 | $ | 581,623 | $ | (43,676) | $ | 1,494,632 | $ | 1,092,202 | $ | 402,430 | ||||||||
| 交易成本 | — | (2,263) | 2,263 | (1,539) | (43,966) | 42,427 | ||||||||||||||
| 勘探与评估 | (82) | (409) | 327 | (749) | (941) | 192 | ||||||||||||||
| 损耗和折旧 | (356,384) | (319,731) | (36,653) | (1,053,622) | (661,874) | (391,748) | ||||||||||||||
| 非现金股份报酬 | — | — | — | — | (16,237) | 16,237 | ||||||||||||||
| 非现金融资和利息 | (8,591) | (11,570) | 2,979 | (54,249) | (23,162) | (31,087) | ||||||||||||||
| 非现金其他收入 | — | — | — | — | 1,271 | (1,271) | ||||||||||||||
| 未实现金融衍生品收益（亏损） | 22,596 | (30,696) | 53,292 | 1,036 | (40,889) | 41,925 | ||||||||||||||
| 未实现汇兑收益（亏损） | 24,401 | (42,392) | 66,793 | (33,506) | (29,299) | (4,207) | ||||||||||||||
| 处置和掉期的（亏损）收益 | (1,091) | 875 | (1,966) | (4,741) | 539 | (5,280) | ||||||||||||||
| 递延所得税（费用）回收 | (33,577) | (48,007) | 14,430 | (72,188) | 114,830 | (187,018) | ||||||||||||||
| 净收入 | $ | 185,219 | $ | 127,430 | $ | 57,789 | $ | 275,074 | $ | 392,474 | $ | (117,400) | ||||||||
(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年第三季度产生了5.379亿美元的调整后资金流，而2023年第三季度为5.816亿美元，这反映出商品价格下降导致扣除特许权使用费后的收入减少。2024年初至今调整后的资金流量为15亿美元，而2023年初至今为11亿美元，这主要是由于合并带来的产量增加，导致扣除特许权使用费的收入增加，以及额外的运营、运输和混合以及其他收入。由于合并后的额外未偿债务和人员配置水平，2024年年初至今的现金利息以及一般和管理费用也较高。
我们报告2024年第三季度的净收入为1.852亿美元，而2023年第三季度的净收入为1.274亿美元。2024年Q3净收入的增长是由于未实现的外汇收益、未实现的金融衍生品收益以及较低的递延所得税费用部分被较高的消耗率和相关损耗费用所抵消。我们报告2024年年初至今的净收入为2.751亿美元，而2023年年初至今的净收入为3.925亿美元。与2023年同期相比，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非现金融资和利息成本增加。
Baytex Energy Corp.
2024年第三季度MD & A17
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Q3外币折算亏损6160万美元，收益1.009亿美元 2024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6月30日和2023年12月31日相比，2024年9月30日加元相对于美元的价值发生变化。截至2024年9月30日，加元兑美元汇率为1.3505加元/美元，而2024年6月30日的汇率为1.3687加元/美元，2023年12月31日的汇率为1.3205加元/美元。
资本支出
截至2024年9月30日和2023年9月30日止三个月和九个月的资本支出汇总如下。
| 截至9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 | $ | 104,787 | $ | 175,544 | $ | 280,331 | $ | 94,555 | $ | 274,421 | $ | 368,976 | ||||||||
| 设施及其他 | 15,686 | 10,315 | 26,001 | 12,498 | 27,717 | 40,215 | ||||||||||||||
| 勘探和开发支出 | $ | 120,473 | $ | 185,859 | $ | 306,332 | $ | 107,053 | $ | 302,138 | $ | 409,191 | ||||||||
| 物业收购 | $ | 507 | $ | 535 | $ | 1,042 | $ | 4,277 | $ | — | $ | 4,277 | ||||||||
| 处置收益 | $ | 236 | $ | (1,672) | $ | (1,436) | $ | (226) | $ | — | $ | (226) | ||||||||
| 截至9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||
| 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 | $ | 311,143 | $ | 604,144 | $ | 915,287 | $ | 327,026 | $ | 394,850 | $ | 721,876 | ||||||||
| 设施及其他 | 69,372 | 73,797 | 143,169 | 61,036 | 30,609 | 91,645 | ||||||||||||||
| 勘探和开发支出 | $ | 380,515 | $ | 677,941 | $ | 1,058,456 | $ | 388,062 | $ | 425,459 | $ | 813,521 | ||||||||
| 物业收购 | $ | 36,584 | $ | 3,210 | $ | 39,794 | $ | 4,721 | $ | — | $ | 4,721 | ||||||||
| 处置收益 | $ | 368 | $ | (4,524) | $ | (4,156) | $ | (511) | $ | — | $ | (511) | ||||||||
2024年第三季度的勘探和开发支出为3.063亿美元，低于2023年第三季度的4.092亿美元，反映了我们美国业务开发活动的时间安排。2024年初至今的勘探和开发支出为11亿美元，而2023年初至今为8.135亿美元。2024年的增长主要是由于我们从Ranger收购的Eagle Ford运营物业的开发活动。我们还完成了房地产收购，包括在2024年年初至今以总计3980万美元的价格收购了毗邻我们现有土地的30.75净段的Duvernay土地。
在加拿大，2024年第三季度的勘探和开发支出为1.205亿美元，2023年第三季度为1.071亿美元；2024年年初至今为3.805亿美元，2023年年初至今为3.881亿美元。2024年第三季度的钻井和完井支出为1.048亿美元，高于2023年第三季度，当时我们的支出为9460万美元，这反映了我们轻质和重质石油资产的开发活动水平增加。2024年年初至今3.111亿美元的钻井和完井支出反映了轻质和重质石油开发活动与2023年年初至今一致，当时我们花费了3.27亿美元。我们还在2024年年初至今投资了6940万美元用于设施和其他支出，与2023年年初至今的6100万美元保持一致。
2024年第三季度美国勘探和开发总支出为1.859亿美元，2024年年初至今为6.779亿美元，而2023年第三季度为3.021亿美元，2023年年初至今为4.255亿美元。与2023年第三季度相比，2024年第三季度勘探和开发支出的减少反映了从Ranger收购的物业实现的成本节约，此外钻井活动减少。由于与从Ranger收购的运营物业相关的额外开发，2024年年初至今的勘探和开发支出较2023年年初至今有所增加。
2024年初至今的勘探和开发支出为11亿美元，与预期一致。我们修订后的年度指引约为12.5亿美元，反映出2024年剩余时间内勘探和开发支出有所放缓。
Baytex Energy Corp.
2024年第三季度MD & A18
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9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。
为了维持运营并支持我们的业务战略，管理债务水平是Baytex的优先事项。净债务(1)2024年9月30日的25亿美元与2023年12月31日的25亿美元一致，这是由于2024年9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3980万美元的财产收购以及2024年年初至今产生的4970万美元的债务发行成本，其中包括2440万美元的提前赎回费用。我们预计，随着我们继续将50%的自由现金流分配给资产负债表，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9月30日，我们的循环信贷额度下有4.661亿美元的未偿本金，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。
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。
信贷融通的加权平均利率在2024年Q3为7.5%，2024年年初至今为7.9%，与2023年Q3的7.8%和2023年年初至今的7.3%保持一致。
截至2024年9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9月30日遵守的情况。
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契约说明
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截至2024年9月30日的持仓 |
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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0.2:1.0 | 3.5:1.0 | ||||||
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利息覆盖率(3)（最低比率）
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10.5:1.0 | 3.5:1.0 | ||||||
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总债务(4)银行EBITDA(2)（最大比例）
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1.0:1.0 |
4:0:1.0
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(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9月30日，该公司的高级担保债务总额为4.708亿美元。
(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9月30日止十二个月的银行EBITDA为22亿美元。
(3)“利息覆盖率”根据信贷融资协议计算，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9月30日的十二个月的融资和利息支出为2.124亿美元。
(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9月30日，该公司的总债务总额为23亿美元的未偿本金。
长期票据
截至2024年9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9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9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9月30日的九个月内，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9月30日，我们有7.873亿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9月30日的九个月中，我们根据我们的正常发行人出价（“NCIB”）以每股4.77美元的平均价格回购了3460万股普通股，总对价为1.652亿美元。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9月30日的九个月中，Baytex记录了330万美元的负债，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、7月2日和10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。2024年10月31日，公司董事会宣布将于2025年1月2日为2024年12月13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9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 | ||||||||||||
| 信贷便利-本金 | $ | 466,108 | $ | — | $ | — | $ | 466,108 | $ | — | |||||||
| 长期票据-本金 | 1,856,869 | — | — | — | 1,856,869 | ||||||||||||
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长期票据利息(1)
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939,973 | 149,098 | 298,196 | 298,196 | 194,483 | ||||||||||||
| 租赁义务-本金 | 28,135 | 9,120 | 9,057 | 7,139 | 2,819 | ||||||||||||
| 加工协议 | 5,178 | 530 | 850 | 543 | 3,255 | ||||||||||||
| 运输协议 | 177,670 | 53,710 | 86,796 | 24,646 | 12,518 | ||||||||||||
| 合计 | $ | 3,473,933 | $ | 212,458 | $ | 394,899 | $ | 796,632 | $ | 2,069,944 | |||||||
(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年第三季度MD & A19
季度财务信息
| 2024 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||||||
| （千美元，每股普通股金额除外） | Q3 | 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 | ||||||||||||||||||
| 石油和天然气销售 | 1,074,623 | 1,133,123 | 984,192 | 1,065,515 | 1,163,010 | 598,760 | 555,336 | 648,986 | ||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | 185,219 | 103,898 | (14,043) | (625,830) | 127,430 | 213,603 | 51,441 | 352,807 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.23 | 0.13 | (0.02) | (0.75) | 0.15 | 0.37 | 0.09 | 0.65 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.23 | 0.13 | (0.02) | (0.75) | 0.15 | 0.36 | 0.09 | 0.64 | ||||||||||||||||||
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调整后资金流(1)
|
537,947 | 532,839 | 423,846 | 502,148 | 581,623 | 273,590 | 236,989 | 255,552 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.68 | 0.65 | 0.52 | 0.60 | 0.68 | 0.47 | 0.43 | 0.47 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.67 | 0.65 | 0.52 | 0.60 | 0.68 | 0.47 | 0.43 | 0.46 | ||||||||||||||||||
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自由现金流(2)
|
220,159 | 180,673 | (88) | 290,785 | 158,440 | 96,313 | (1,918) | 143,324 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.28 | 0.22 | — | 0.35 | 0.19 | 0.17 | — | 0.26 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.28 | 0.22 | — | 0.35 | 0.18 | 0.16 | — | 0.26 | ||||||||||||||||||
| 经营活动产生的现金流量 | 550,042 | 505,584 | 383,773 | 474,452 | 444,033 | 192,308 | 184,938 | 303,441 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-基本 | 0.69 | 0.62 | 0.47 | 0.57 | 0.52 | 0.33 | 0.34 | 0.56 | ||||||||||||||||||
| 每普通股-稀释 | 0.69 | 0.62 | 0.47 | 0.57 | 0.52 | 0.33 | 0.34 | 0.55 | ||||||||||||||||||
| 宣派股息 | 17,732 | 18,161 | 18,494 | 18,381 | 19,138 | — | — | — | ||||||||||||||||||
| 每普通股 | 0.0225 | 0.0225 | 0.0225 | 0.0225 | 0.0225 | — | — | — | ||||||||||||||||||
| 勘探开发 | 306,332 | 339,573 | 412,551 | 199,214 | 409,191 | 170,704 | 233,626 | 103,634 | ||||||||||||||||||
| 加拿大 | 120,473 | 101,916 | 158,126 | 75,137 | 107,053 | 96,403 | 184,606 | 85,641 | ||||||||||||||||||
| 美国 | 185,859 | 237,657 | 254,425 | 124,077 | 302,138 | 74,301 | 49,020 | 17,993 | ||||||||||||||||||
| 物业收购 | 1,042 | 3,349 | 35,403 | 33,923 | 4,277 | (62) | 506 | 1,085 | ||||||||||||||||||
| 处置收益 | (1,436) | (2,695) | (25) | (159,745) | (226) | (50) | (235) | (148) | ||||||||||||||||||
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净债务(1)
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2,493,269 | 2,639,014 | 2,639,841 | 2,534,287 | 2,824,348 | 2,814,844 | 995,170 | 987,446 | ||||||||||||||||||
| 总资产 | 7,614,157 | 7,770,926 | 7,717,495 | 7,460,931 | 8,946,181 | 8,617,444 | 5,180,059 | 5,103,769 | ||||||||||||||||||
| 已发行普通股 | 787,328 | 804,977 | 821,322 | 821,681 | 845,360 | 862,192 | 545,553 | 544,930 | ||||||||||||||||||
| 日常生产 | ||||||||||||||||||||||||||
| 总产量（BOE/d） | 154,468 | 154,194 | 150,620 | 160,373 | 150,600 | 89,761 | 86,760 | 86,864 | ||||||||||||||||||
| 加拿大（BOE/d） | 64,668 | 63,688 | 62,081 | 64,744 | 63,289 | 55,874 | 60,651 | 56,946 | ||||||||||||||||||
| 美国（BOE/d） | 89,800 | 90,506 | 88,540 | 95,629 | 87,311 | 33,887 | 26,109 | 29,918 | ||||||||||||||||||
| 基准价格 | ||||||||||||||||||||||||||
| WTI原油（美元/桶） | 75.10 | 80.57 | 76.96 | 78.32 | 82.26 | 73.78 | 76.13 | 82.64 | ||||||||||||||||||
| WCS重油（$/bbl） | 83.98 | 91.72 | 77.73 | 76.86 | 93.02 | 78.85 | 69.44 | 77.37 | ||||||||||||||||||
| 埃德蒙顿平价石油（美元/桶） | 97.91 | 105.30 | 92.16 | 99.72 | 107.93 | 95.13 | 99.04 | 109.57 | ||||||||||||||||||
| 加元兑美元平均汇率 | 1.3636 | 1.3684 | 1.3488 | 1.3619 | 1.3410 | 1.3431 | 1.3520 | 1.3577 | ||||||||||||||||||
| AECO天然气（$/mcf） | 0.81 | 1.44 | 2.05 | 2.66 | 2.39 | 2.35 | 4.34 | 5.58 | ||||||||||||||||||
| NYMEXG天然气（US $/mmbtu） | 2.16 | 1.89 | 2.24 | 2.88 | 2.55 | 2.10 | 3.42 | 6.26 | ||||||||||||||||||
|
销售总额，扣除混合和其他费用（美元/桶油当量）(2)
|
71.97 | 75.93 | 67.12 | 68.00 | 80.34 | 66.82 | 63.48 | 74.93 | ||||||||||||||||||
|
特许权使用费（美元/桶油当量）(3)
|
(15.75) | (17.14) | (15.26) | (15.49) | (17.33) | (13.21) | (11.94) | (15.23) | ||||||||||||||||||
|
运营费用（美元/桶油当量）(3)
|
(11.76) | (11.95) | (12.65) | (11.17) | (12.57) | (14.62) | (14.40) | (13.06) | ||||||||||||||||||
|
运输费用（美元/桶油当量）(3)
|
(2.60) | (2.37) | (2.18) | (2.02) | (2.02) | (1.78) | (2.18) | (1.85) | ||||||||||||||||||
|
运营净回值（美元/桶油当量）(2)
|
41.86 | 44.47 | 37.03 | 39.32 | 48.42 | 37.21 | 34.96 | 44.79 | ||||||||||||||||||
|
金融衍生品收益（亏损）（美元/桶油当量）(3)
|
0.02 | (0.16) | 0.40 | 0.84 | 0.15 | 2.00 | 0.69 | (6.21) | ||||||||||||||||||
|
金融衍生品后运营净回值（美元/桶油当量）(2)
|
41.88 | 44.31 | 37.43 | 40.16 | 48.57 | 39.21 | 35.65 | 38.58 | ||||||||||||||||||
(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年第三季度MD & A 20
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。产量从2022年第四季度的86,864桶油当量/天稳步增长，到2024年第三季度达到154,468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。
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，这是我们在最近八个季度中最强劲的实现定价。我们对2024年第三季度71.97美元/桶油当量的实现价格反映出，由于对需求疲软、库存增加和全球经济活动放缓的担忧，原油价格走低。
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年第三季度的5.379亿美元和5.50亿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。
净债务可能会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年第二季度完成的合并提供资金的额外债务，从2022年第四季度的10亿美元增加到2024年第三季度的25亿美元。净债务的变化也反映了自由现金流(2)自2022年第四季度以来产生的9.444亿美元，以及分配给股东回报的4.790亿美元。
(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。
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9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9月30日止九个月，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年第三季度MD & A 21
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。
非公认会计原则财务措施
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，将与购买量相关的混合和其他费用包括在内是有用的。
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9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||
| 石油和天然气销售 | $ | 1,074,623 | $ | 1,163,010 | $ | 3,191,938 | $ | 2,317,106 | ||||||
|
轻油和凝析油(1)
|
(647,587) | (756,779) | (1,911,352) | (1,354,053) | ||||||||||
|
NGL(1)
|
(50,101) | (46,972) | (145,542) | (88,969) | ||||||||||
|
天然气销售(1)
|
(26,076) | (35,987) | (84,301) | (82,278) | ||||||||||
| 重油销售 | $ | 350,859 | $ | 323,272 | $ | 1,050,743 | $ | 791,806 | ||||||
|
混合和其他费用(2)
|
(51,902) | (49,830) | (183,795) | (162,506) | ||||||||||
| 重油，净混合和其他费用 | $ | 298,957 | $ | 273,442 | $ | 866,948 | $ | 629,300 | ||||||
(1)石油和天然气销售的组成部分。详见附注13-截至2024年9月30日止三个月和九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来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。
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2024年第三季度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9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||
| 石油和天然气销售 | $ | 1,074,623 | $ | 1,163,010 | $ | 3,191,938 | $ | 2,317,106 | ||||||
| 混合和其他费用 | (51,902) | (49,830) | (183,795) | (162,506) | ||||||||||
| 销售总额，扣除混合和其他费用 | 1,022,721 | 1,113,180 | 3,008,143 | 2,154,600 | ||||||||||
| 版税 | (223,800) | (240,049) | (673,411) | (441,222) | ||||||||||
| 营业费用 | (167,119) | (174,119) | (508,259) | (405,965) | ||||||||||
| 运输费用 | (36,883) | (27,983) | (100,032) | (59,562) | ||||||||||
| 运营净回 | $ | 594,919 | $ | 671,029 | $ | 1,726,441 | $ | 1,247,851 | ||||||
|
已实现金融衍生品收益(1)
|
331 | 2,055 | 3,562 | 23,835 | ||||||||||
| 实现金融衍生品后的经营净回 | $ | 595,250 | $ | 673,084 | $ | 1,730,003 | $ | 1,271,686 | ||||||
(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9月30日止三个月和九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9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||
| 经营活动产生的现金流量 | $ | 550,042 | $ | 444,033 | $ | 1,439,399 | $ | 821,279 | ||||||
| 非现金营运资本变动 | (20,813) | 126,075 | 31,350 | 205,924 | ||||||||||
| 勘探和评估资产的增加 | — | (40) | — | (1,271) | ||||||||||
| 石油和天然气资产的增加 | (306,332) | (409,151) | (1,058,456) | (812,250) | ||||||||||
| 租赁债务的付款 | (2,738) | (4,740) | (13,088) | (7,076) | ||||||||||
| 交易成本 | — | 2,263 | 1,539 | 43,966 | ||||||||||
| 衍生品的现金溢价 | — | — | — | 2,263 | ||||||||||
| 自由现金流 | $ | 220,159 | $ | 158,440 | $ | 400,744 | $ | 252,835 | ||||||
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，扣除混合和其他费用每桶代表一个时期内生产的重油产量的实现价格。重油，扣除混合和其他费用是一种非公认会计原则的衡量标准，它除以适用期间的重油产量桶来计算比率。我们使用重油，扣除混合和每桶其他费用，来分析我们针对WCS基准价格的生产量实现的重油价格。
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（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。
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2024年第三季度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来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。债务净额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9月30日 | 2023年12月31日 | ||||||
| 信贷便利 | $ | 449,116 | $ | 848,749 | ||||
|
未摊销债务发行成本-信贷便利(1)
|
16,992 | 15,987 | ||||||
| 长期票据 | 1,810,701 | 1,562,361 | ||||||
|
未摊还债务发行费用-长期票据(1)
|
46,168 | 35,114 | ||||||
| 贸易应付款项 | 584,696 | 477,295 | ||||||
| 股份补偿责任 | 23,962 | 35,732 | ||||||
| 应付股息 | 17,732 | 18,381 | ||||||
| 其他长期负债 | 19,582 | 19,147 | ||||||
| 现金 | (21,311) | (55,815) | ||||||
| 应收账款 | (375,942) | (339,405) | ||||||
| 预付和其他资产 | (78,427) | (83,259) | ||||||
|
净债务
|
$ | 2,493,269 | $ | 2,534,287 | ||||
(1)未摊销债务发行成本来自截至2024年9月30日止三个月和九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9月30日止三个月 | 截至9月30日止九个月 | |||||||||||||
| （千美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||
| 经营活动现金流 | $ | 550,042 | $ | 444,033 | $ | 1,439,399 | $ | 821,279 | ||||||
| 非现金营运资本变动 | (20,813) | 126,075 | 31,350 | 205,924 | ||||||||||
| 已结算的资产报废债务 | 8,718 | 9,252 | 22,344 | 18,770 | ||||||||||
| 交易成本 | — | 2,263 | 1,539 | 43,966 | ||||||||||
| 衍生品的现金溢价 | — | — | — | 2,263 | ||||||||||
| 调整后资金流 | $ | 537,947 | $ | 581,623 | $ | 1,494,632 | $ | 1,092,202 | ||||||
Baytex Energy Corp.
2024年第三季度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9月30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2024年的指导意见为：勘探和开发支出、平均每日产量、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；存在，我们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；我们打算用运营现金流为某些财务义务提供资金，以及财务义务的预期时间。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，并且储备在未来可以有利可图地生产。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。
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展期；未能遵守我们的债务协议中的契约；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，包括基于市场的因素的变化；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，其中许多是我们无法控制的。 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。
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，包括条款
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2024年第三季度MD & A 25
信贷便利）并满足根据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、宣派日期、记录日期及支付日期均由Baytex董事会酌情决定。