Baytex Energy Corp.
新闻稿-2024年7月25日
附件 99.5
BAYTEX公布2024年第二季度业绩
艾伯塔省卡尔加里（2024年7月25日）—— Baytex Energy Corp.（“Baytex”）（TSX：BTE）（NYSE：BTE）报告截至2024年6月30日止三个月和六个月的经营和财务业绩（除非另有说明，所有金额均以加元为单位）。
“我们凭借更高的产量、严格的资本支出和有意义的自由现金流，实现了强劲的第二季度业绩。重要且符合我们的全年计划，我们通过股票回购计划和季度股息向股东返还了9700万美元。在Eagle Ford，我们带来了onstream我们迄今为止表现最强的石油加权护垫之一。随着我们继续执行2024年的计划，我们的自由现金流预计将在下半年加强，从而提高股东回报和减少债务，”总裁兼首席执行官Eric T. Greager评论道。
亮点
•2024年Q2产量为154,194桶油当量/天（85%石油和NGL），较2024年Q1增长2%。原油产量（轻油、凝析油、重油）较2024年第一季度增长4%，达到平均110,734桶/天。
•与2023年第二季度相比，2024年第二季度每股基本份额的产量增加了23%。
•报告的经营活动现金流2024年第二季度为5.06亿美元（每股基本股份0.62美元）。
•交付的调整后资金流(1)2024年第二季度为5.33亿美元（每股基本股份0.65美元）。
•产生的自由现金流(2)2024年第二季度1.81亿美元（每股基本股份0.22美元），向股东返还9700万美元。
•再2024年Q2以7900万美元的价格购买了1640万股普通股，平均价格为每股4.84美元。
•支付了1800万美元的季度现金股息（$0.0225每股）2024年7月2日。
•在2024年第二季度执行了3.4亿美元的勘探和开发计划，与我们的全年计划一致。
•完成5.75亿美元2032年到期优先无抵押票据的私募发行，年利率为7.375%，并赎回本金总额为4.1亿美元、利率为8.75%的未偿票据。
•将我们11亿美元信贷安排的期限延长两年至2028年5月。
•保持资产负债表实力，总债务(3)银行EBITDA(3)比率1.1x。
2024年指导
我们专注于维持资本纪律和推动有意义的自由现金流。我们正在执行我们的2024年发展计划，收紧的产量指导区间为152,000至154,000桶油当量/天（此前为150,000至156,000桶油当量/天）。我们对2024年勘探和开发支出的指导不变，仍为1.2至13亿美元。
我们预计将产生约7亿美元的自由现金流(2)(4)2024年，加权75%至H2/2024。我们打算将50%的自由现金流分配给资产负债表，50%分配给股东回报，其中包括股票回购和季度股息的组合。
(1)资本管理措施。有关更多信息，请参阅本新闻稿中的特定财务措施部分。
(2)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本新闻稿中的特定财务措施部分。
(3)根据我们修订后的信贷便利协议计算，该协议可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。
(4)基于2024年生产和勘探开发支出指导的中点以及以下全年大宗商品价格假设：WTI-78.50美元/桶；WCS差价-16美元/桶；NYMEXGas-2.30美元/百万英热单位；汇率（加元/美元）-1.37。
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Baytex Energy Corp.
新闻稿-2024年7月25日
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三个月结束
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六个月结束 | ||||||||||||||||
| 2024年6月30日 | 2024年3月31日 | 2023年6月30日 | 2024年6月30日 | 2023年6月30日 | |||||||||||||
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金融
（千加元，每股普通股金额除外）
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石油和天然气销售
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$ | 1,133,123 | $ | 984,192 | $ | 598,760 | $ | 2,117,315 | $ | 1,154,096 | |||||||
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调整后资金流(1)
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532,839 | 423,846 | 273,590 | 956,685 | 510,579 | ||||||||||||
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每股–基本
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0.65 | 0.52 | 0.47 | 1.17 | 0.90 | ||||||||||||
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每股–摊薄
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0.65 | 0.52 | 0.47 | 1.16 | 0.90 | ||||||||||||
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自由现金流(2)
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180,673 | (88) | 96,313 | 180,585 | 94,395 | ||||||||||||
| 每股–基本 | 0.22 | — | 0.17 | 0.22 | 0.17 | ||||||||||||
| 每股–摊薄 | 0.22 | — | 0.16 | 0.22 | 0.17 | ||||||||||||
| 经营活动产生的现金流量 | 505,584 | 383,773 | 192,308 | 889,357 | 377,246 | ||||||||||||
| 每股–基本 | 0.62 | 0.47 | 0.33 | 1.09 | 0.67 | ||||||||||||
| 每股–摊薄 | 0.62 | 0.47 | 0.33 | 1.08 | 0.66 | ||||||||||||
| 净收入（亏损） | 103,898 | (14,043) | 213,603 | 89,855 | 265,044 | ||||||||||||
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每股–基本
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0.13 | (0.02) | 0.37 | 0.11 | 0.47 | ||||||||||||
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每股–摊薄
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0.13 | (0.02) | 0.36 | 0.11 | 0.47 | ||||||||||||
| 宣派股息 | 18,161 | 18,494 | — | 36,655 | — | ||||||||||||
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每股
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0.0225 | 0.0225 | — | 0.0450 | — | ||||||||||||
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资本支出
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勘探和开发支出
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$ | 339,573 | $ | 412,551 | $ | 170,704 | $ | 752,124 | $ | 404,330 | |||||||
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收购和资产剥离
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654 | 35,378 | (112) | 36,032 | 159 | ||||||||||||
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石油和天然气资本支出总额
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$ | 340,227 | $ | 447,929 | $ | 170,592 | $ | 788,156 | $ | 404,489 | |||||||
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净债务
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信贷便利
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$ | 625,976 | $ | 849,926 | $ | 986,903 | $ | 625,976 | $ | 986,903 | |||||||
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长期票据
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1,881,894 | 1,637,155 | 1,601,468 | 1,881,894 | 1,601,468 | ||||||||||||
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总债务(3)
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2,507,870 | 2,487,081 | 2,588,371 | 2,507,870 | 2,588,371 | ||||||||||||
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营运资金不足(2)
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131,144 | 152,760 | 226,473 | 131,144 | 226,473 | ||||||||||||
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净债务(1)
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$ | 2,639,014 | $ | 2,639,841 | $ | 2,814,844 | $ | 2,639,014 | $ | 2,814,844 | |||||||
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流通股-基本（千）
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加权平均
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814,151 | 821,710 | 583,365 | 817,931 | 564,319 | ||||||||||||
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期末
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804,977 | 821,322 | 862,192 | 804,977 | 862,192 | ||||||||||||
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基准价格
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原油
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WTI（美元/桶）
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$ | 80.57 | $ | 76.96 | $ | 73.78 | $ | 78.77 | $ | 74.96 | |||||||
| MEH石油（美元/桶） | 83.10 | 78.95 | 75.01 | 81.03 | 76.22 | ||||||||||||
| MEH油价差对WTI（美元/桶） | 2.53 | 1.99 | 1.23 | 2.26 | 1.26 | ||||||||||||
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埃德蒙顿平价（美元/桶）
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105.30 | 92.16 | 95.13 | 98.73 | 97.09 | ||||||||||||
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埃德蒙顿对WTI平值价差（美元/桶）
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(3.62) | (8.63) | (2.95) | (6.10) | (2.91) | ||||||||||||
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WCS重油（$/bbl）
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91.72 | 77.73 | 78.85 | 84.68 | 74.16 | ||||||||||||
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WCS对WTI价差（美元/桶）
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(13.55) | (19.33) | (15.07) | (16.44) | (19.92) | ||||||||||||
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天然气
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纽约商品交易所（美元/百万英热单位）
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$ | 1.89 | $ | 2.24 | $ | 2.10 | $ | 2.07 | $ | 2.76 | |||||||
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AECO（$/McF）
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1.44 | 2.05 | 2.35 | 1.74 | 3.34 | ||||||||||||
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加元/美元平均汇率
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1.3684 | 1.3488 | 1.3431 | 1.3586 | 1.3475 | ||||||||||||
注意事项：
(1)资本管理措施。有关更多信息，请参阅本新闻稿中的特定财务措施部分。
(2)不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义且可能无法与其他实体提出的类似计量的计算进行比较的特定财务计量。有关更多信息，请参阅本新闻稿中的特定财务措施部分。
(3)根据我们修订后的信贷便利协议计算，该协议可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。
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三个月结束
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运营中
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日常生产
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轻油和凝析油（bbl/d）
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67,031 | 66,036 | 35,322 | 66,534 | 33,510 | ||||||||||||
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重油（bbl/d）
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43,703 | 40,560 | 32,821 | 42,131 | 33,502 | ||||||||||||
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NGL（bbl/d）
|
20,167 | 19,299 | 8,620 | 19,733 | 7,920 | ||||||||||||
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液体总量（bbl/d）
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130,901 | 125,895 | 76,763 | 128,398 | 74,932 | ||||||||||||
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天然气（mCF/d）
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139,764 | 148,353 | 77,989 | 144,059 | 80,017 | ||||||||||||
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油当量（BOE/d @6：1）(1)
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154,194 | 150,620 | 89,761 | 152,407 | 88,269 | ||||||||||||
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Netback（千加元）
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销售总额，扣除混合和其他费用(2)
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$ | 1,065,438 | $ | 919,984 | $ | 545,765 | $ | 1,985,422 | $ | 1,041,420 | |||||||
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版税
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(240,440) | (209,171) | (107,920) | (449,611) | (201,173) | ||||||||||||
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营业费用
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(167,705) | (173,435) | (119,438) | (341,140) | (231,846) | ||||||||||||
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运输费用
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(33,314) | (29,835) | (14,574) | (63,149) | (31,579) | ||||||||||||
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运营净回(2)
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$ | 623,979 | $ | 507,543 | $ | 303,833 | $ | 1,131,522 | $ | 576,822 | |||||||
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一般和行政
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(21,006) | (22,412) | (15,240) | (43,418) | (26,974) | ||||||||||||
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现金融资和利息
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(53,946) | (53,280) | (28,255) | (107,226) | (46,630) | ||||||||||||
| 已实现金融衍生品（亏损）收益 | (2,257) | 5,488 | 16,365 | 3,231 | 21,780 | ||||||||||||
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其他(3)
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(13,931) | (13,493) | (3,113) | (27,424) | (14,419) | ||||||||||||
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调整后资金流(4)
|
$ | 532,839 | $ | 423,846 | $ | 273,590 | $ | 956,685 | $ | 510,579 | |||||||
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Netback（每桶油当量）(2)
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销售总额，扣除混合和其他费用(2)
|
$ | 75.93 | $ | 67.12 | $ | 66.82 | $ | 71.58 | $ | 65.18 | |||||||
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版税(5)
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(17.14) | (15.26) | (13.21) | (16.21) | (12.59) | ||||||||||||
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营业费用(5)
|
(11.95) | (12.65) | (14.62) | (12.30) | (14.51) | ||||||||||||
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运输费用(5)
|
(2.37) | (2.18) | (1.78) | (2.28) | (1.98) | ||||||||||||
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运营净回(2)
|
$ | 44.47 | $ | 37.03 | $ | 37.21 | $ | 40.79 | $ | 36.10 | |||||||
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一般和行政(5)
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(1.50) | (1.64) | (1.87) | (1.57) | (1.69) | ||||||||||||
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现金融资和利息(5)
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(3.84) | (3.89) | (3.46) | (3.87) | (2.92) | ||||||||||||
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已实现金融衍生品（亏损）收益(5)
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(0.16) | 0.40 | 2.00 | 0.12 | 1.36 | ||||||||||||
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其他(3)
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(1.00) | (0.98) | (0.39) | (0.98) | (0.89) | ||||||||||||
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调整后资金流(4)
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$ | 37.97 | $ | 30.92 | $ | 33.49 | $ | 34.49 | $ | 31.96 | |||||||
注意事项：
(1)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折算率计算的。BOE量的使用可能会产生误导，特别是如果单独使用的话。六千立方英尺天然气与一桶石油的BOE转换比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。
(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，请参阅本新闻稿中的特定财务措施部分。
(3)其他由已实现的外汇损益、其他收入或费用、当期所得税费用或回收及以现金股份为基础的补偿组成。有关这些金额的更多信息，请参阅Q2/2024 MD & A。
(4)资本管理措施。有关更多信息，请参阅本新闻稿中的特定财务措施部分。
(5)计算方法为特许权使用费、运营、运输费用、一般和管理费用、现金利息费用或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。
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在第二季度，我们实现了与全年指引一致的经营和财务业绩。WWe将继续致力于一种纪律严明、以回报为基础的资本配置理念，旨在推动提高每股回报。我们对2024年强劲的自由现金流预测反映了我们稳定的生产状况以及勘探和开发计划的效率。
与Q2/2023相比，我们在Q2/2024将每个基本份额的产量提高了23%，产量平均为154,194桶油当量/天（85%的石油和NGLs）。调整后资金流(1)为5.33亿美元，即每股基本股份0.65美元，比2023年第二季度的每股基本股份0.47美元高出38%，我们产生了1.04亿美元的净收入（每股基本股份0.13美元）。勘探和开发支出总计3.4亿美元，我们投产了58口（净39.8口）油井。
在第二季度，我们产生了自由现金流(2)1.81亿美元（每股基本股份0.22美元），并向股东返还9700万美元。WWe回购1640万普通股7900万美元，每股均价4.84美元，支付季度现金股息1800万美元（每股0.02 25美元）。
在过去12个月中，我们向股东返还了3.78亿美元。我们以3.04亿美元回购了5750万股普通股，占我们已发行股份的6.7%，平均价格为每股5.28美元，支付的股息总额为7400万美元（每股0.09美元）。
2024年6月26日，我们与多伦多证券交易所续签了正常课程发行人投标（“NCIB”），以回购高达我们公众持股量10%的股票计划。续签的NCIB允许Baytex在2024年7月2日开始至2025年7月1日结束的12个月期间内购买最多7000万股普通股。在2024年7月2日至2024年7月25日期间，我们以2400万美元回购了480万股普通股，平均价格为每股5.00美元。
在第二季度，我们延长了债务期限，并增加了信贷额度的流动性。2024年4月1日，我们完成了本金总额为5.75亿美元的优先无抵押票据的私募发行。票据的年利率为7.375%，于2032年3月15日到期。此次发行的净收益用于赎回本金总额为4.098亿美元的未偿8.75%票据和相关的赎回溢价，并偿还我们信贷额度的部分未偿债务。此外，在2024年5月9日，我们将11亿美元信贷额度的期限延长至2028年5月。
我们的总债务(3)截至2024年6月30日为25亿美元，与2023年底基本持平。继续加强我们的资产负债表仍然是一个优先事项。根据我们预测的自由现金流和股东回报情况，我们预计2024年下半年总债务将减少。年初至今我们总债务的变化反映了美元相对于加元走强，我们以美元计价的债务（约7000万美元）、我们私募发行和债务再融资的赎回溢价和发行成本（约5000万美元），以及战略性土地收购（约3500万美元）。我们现在预测2024年的利息支出为2亿美元，高于此前的1.9亿美元。
我们采用了有纪律的商品对冲计划，以帮助缓解由于商品价格变化导致的收入波动。对于2024年下半年，我们利用平均地板价为60美元/桶、平均上限价格为93美元/桶的双向项圈，对大约40%的净原油敞口进行了对冲。对于H1/2025，我们利用平均地板价为60美元/桶、平均上限价格为91美元/桶的双向项圈，对约35%的原油净敞口进行了对冲。我们的金融衍生品合约的完整清单可在我们的2024年第二季度财务报表附注17中找到。
运营
在Eagle Ford，我们继续在我们种植面积的黑色石油、挥发油和凝析油窗口提供强劲的结果。我们g在2024年第二季度产生了90,506桶油当量/天的产量（82%的石油和NGL）。在第二季度，我们使11口（净流入10.7口）运营的Lower Eagle Ford油井投产，这些油井主要集中在黑色石油窗口。我们将我们迄今为止表现最强的石油加权平台之一（3口井、Pluto A1H、B2H和D4H）投产，这些井产生的平均30天峰值产量为每口井1,348桶油当量/天（原油1,161桶/天，NGLs 104桶/天，天然气500千立方英尺/天）。
总的来说，第二季度投产的11口井中有8口处于生产状态，有足够的时间来确定30天的峰值产量。这些油井产生的平均30天峰值产量为每口井1,022桶油当量/天（原油产量892桶/天，NGLs产量72桶/天，天然气产量349千立方英尺/天）。由于高效的钻井和完井活动，在2024年上半年，我们实现了每完成横向英尺的运营钻井和完井成本比2023年提高8%。在我们未运营的Eagle Ford种植面积上，我们带来了19口（净4.1口）油井。
(1)资本管理措施。有关更多信息，请参阅本新闻稿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，请参阅本新闻稿中的特定财务措施部分。
(3)根据我们修订后的信贷便利协议计算，该协议可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。
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新闻稿-2024年7月25日
我们专注于优化我们的种植面积，并继续确定Upper Eagle Ford开发区域。我们的2024年计划包括四口Upper Eagle Ford井。前三口油井于2024年第一季度投产，并继续取得强劲业绩。第四口井于7月投产。此外，继我们成功的2024年第一季度Lower Eagle Ford REFRAC（Medina Unit 3H）之后，我们正在评估额外的REFRAC机会，以补充我们的2025年资本计划。
在我们的加拿大轻油业务部门，我们2024年Duvernay计划的第一个平台（3口井）于5月投产，产生了平均每口井1,350桶油当量/天的30天峰值产量（原油产量890桶/天，NGLs产量326桶/天，天然气产量825千立方英尺/天）。这些初步结果与预期一致。第二个垫层（4口井）预计将于8月投产。在维京号，活动在春季分手后于6月下旬恢复。
在我们的重油业务部门，由于春季分手，第二季度的活动通常较低。Peavine继续优于预期，第二季度平均产量为19,938桶/天（100%重油），较2024年第一季度增长13%。在2024年第二季度，我们在Peavine投产了4口（4.0口净）井，平均每口井（100%重油）产生了760bbl/d的30天峰值产量。春季分手后，我们的重油开发计划增加了四个钻井平台，横跨我们的Peavine、Peace River和Lloydminster地区。
季度股息
董事会宣布将于2024年10月1日向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。
2023年ESG报告
2024年6月20日，加拿大政府通过了《竞争法》修正案，这给希望公开传达其环境目标、目标和绩效的公司带来了不确定性。由于尚不清楚新法律将如何解释和执行，并且考虑到与不遵守相关的重大潜在处罚，我们推迟了2023年ESG报告的发布。
这项立法不会改变我们对环境目标和确保安全、负责任运营的承诺。我们为在GHG排放和空气质量、资产报废、复垦和水资源管理等方面所做的工作感到自豪。我们仍然致力于推动这些项目向前发展。
随着有关实施这项新法的更多指导意见变得可用，我们期待着分享我们的进展。
附加信息
我们截至2024年6月30日止三个月和六个月的简明综合中期未经审计财务报表以及相关管理层对经营和财务业绩的讨论和分析可在我们的网站www.baytexenergy.com上查阅，不久将通过SEDAR +网站www.sedarplus.ca和EDGAR网站www.sec.gov/edgar.shtml查阅。
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明天电话会议
美国东部时间上午9：00（美国东部时间上午11：00）
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Baytex将于2024年7月26日明天上午9点（美国东部时间上午11点）召开电话会议。如需参加，请拨打北美免费电话1-844-763-8274或国际电话1-647-484-8814。或者，在线收听电话会议，请进https://event.choruscall.com/mediaframe/webcast.html？webcastid=hk99bfmj在您的网页浏览器中。如需注册，请访问我们的网站：https://www.baytexenergy.com/investors/events-presentations。
电话会议的存档录音将在活动结束后不久通过访问上面的网络广播链接获得。电话会议也将存档在Baytex网站上，网址为www.baytexenergy.com.
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关于前瞻性陈述的咨询
为了向Baytex的股东和潜在投资者提供有关Baytex的信息，包括管理层对Baytex未来计划和运营的评估，本新闻稿中的某些陈述是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“相信”、“继续”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“目标”、“进行中”、“展望”、“潜在”、“项目”、“计划”、“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。本新闻稿中包含的前瞻性陈述仅在发布之日发表，并受到本警示性声明的明确限定。
具体而言，本新闻稿包含有关但不限于以下方面的前瞻性陈述：我们预计2024年下半年自由现金流将增加，允许增加股东回报和减少债务；对于2024年：我们对勘探和开发支出和生产的指导、我们预计基于远期剥离产生的自由现金流金额以及我们在资产负债表和股东回报（包括股票回购和季度股息）之间对自由现金流的预期分配；我们致力于遵守纪律，以回报为基础的资本配置理念，以推动每股回报增加；我们预计我们将在H2/2024年期间减少总债务；我们预测2024年的利率支出；我们的商品对冲计划，我们2024年净原油敞口被对冲的百分比，以及该计划缓解因商品价格变化导致的收入波动的能力；完井计划
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Duvernay；并表示我们将分享ESG事项方面的进展。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，并且它们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；油井产量和储量；在钻探新井方面取得的成功；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；运营成本；我们根据我们的信贷协议借款的能力；及时收到，我们的经营活动所需的监管和其他批准；劳动力和其他行业服务的可用性和成本；利率和外汇汇率；现有的以及在某些情况下拟议的税收和特许权使用费制度的延续；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；我们成功营销石油和天然气的能力；我们将在未来有足够的财务资源来提供股东回报；以及当前持续有效的行业状况、法律和法规（或者，如果提出变更，则按预期采用此类变更）。读者请注意，这样的假设，虽然在准备时被Baytex认为是合理的，但可能会被证明是不正确的。
由于众多已知和未知的风险和不确定性以及其他因素，取得的实际结果将与此处提供的信息有所不同。这些因素包括但不限于：石油和天然气价格长期低迷的风险；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；与实现我们的总债务目标、生产指导、勘探和开发支出指导相关的风险；我们预计将产生的自由现金流数量；董事会决定分配本文件所述以外的资本的风险；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全面保险；与经营我们Eagle Ford资产的第三方相关的风险；与我们的热能重质原油项目相关的额外风险；我们与石油和天然气行业其他组织竞争的能力；风险认为未实现我们的GHG排放强度降低目标；与我们使用信息技术系统相关的风险；诉讼的不利结果；我们的信贷融资可能无法提供足够的流动性或可能无法展期；未能遵守我们的债务协议中的约定；与扩展到新活动相关的风险；本土索赔的影响；交易对手违约的风险；地缘政治风险和冲突的影响；外国私人发行人地位的丧失；公司与其董事和高级职员之间的利益冲突；股票回购和股息的可变性；与我们的证券所有权相关的风险，包括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，报告储备和产量的不同做法、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。读者请注意，上述风险因素清单并非详尽无遗。新的风险因素不时出现，管理层不可能预测所有这些因素，并提前评估每个此类因素对我们业务的影响，或任何因素或因素组合可能在多大程度上导致实际结果与任何前瞻性陈述中包含的结果存在重大差异。
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。
本新闻稿包含的信息可能被视为适用证券法下关于公司潜在财务状况的财务前景，包括但不限于我们对2024年发展支出的指导；我们预期的2024年自由现金流；以及我们关于分配年度自由现金流的意图；所有这些都受到众多假设、风险因素、限制和资格的约束，包括上述段落中所述的那些。公司运营的实际结果和由此产生的财务结果将与本新闻稿中规定的金额有所不同，这种变化可能是重大的。提供这些信息仅用于说明，关于未来期间的信息是基于预算和预测，这些预算和预测是推测性的，受各种意外情况的影响，可能不适合用于其他目的。因此，不应将这些估计数作为未来结果的指示性依据。除适用的证券法要求外，公司不承担更新此类财务前景的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。本新闻稿所载的财务展望是在本新闻稿发布之日作出的，提供的目的是提供有关公司未来潜在业务运营的进一步信息。读者请注意，这份新闻稿中所载的财务前景并不是决定性的，可能会发生变化。
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。
除非另有说明，本新闻稿中的所有金额均以加元表示。
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特定财务措施
在这份新闻稿中，我们提到了某些财务指标（如自由现金流、经营净回馈、营运资金不足、平均特许权使用费率和总销售额、净混合和其他费用），这些指标没有国际财务报告准则规定的任何标准化含义。虽然这些措施在石油和天然气行业普遍使用，但我们对这些措施的确定可能无法与其他报告发行人提出的类似措施的计算进行比较。这份新闻稿还包含被视为资本管理措施的术语“调整后的资金流动”和“净债务”。我们认为，在评估Baytex的财务业绩时，纳入这些特定的财务指标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，扣除混合和其他费用
总销售额，扣除混合和其他费用，代表一段时期内产量实现的收入。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。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。
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。
下表将销售总额、混合和其他费用净额以及运营净额与石油和天然气销售进行了核对。
| 三个月结束 | 六个月结束 | ||||||||||||||||
| （千美元） | 2024年6月30日 | 2024年3月31日 | 2023年6月30日 | 2024年6月30日 | 2023年6月30日 | ||||||||||||
| 石油和天然气销售 | $ | 1,133,123 | $ | 984,192 | $ | 598,760 | $ | 2,117,315 | $ | 1,154,096 | |||||||
| 混合和其他费用 | (67,685) | (64,208) | (52,995) | (131,893) | (112,676) | ||||||||||||
| 销售总额，扣除混合和其他费用 | $ | 1,065,438 | $ | 919,984 | $ | 545,765 | $ | 1,985,422 | $ | 1,041,420 | |||||||
| 版税 | (240,440) | (209,171) | (107,920) | (449,611) | (201,173) | ||||||||||||
| 营业费用 | (167,705) | (173,435) | (119,438) | (341,140) | (231,846) | ||||||||||||
| 运输费用 | (33,314) | (29,835) | (14,574) | (63,149) | (31,579) | ||||||||||||
| 运营净回 | $ | 623,979 | $ | 507,543 | $ | 303,833 | $ | 1,131,522 | $ | 576,822 | |||||||
|
已实现金融衍生品（亏损）收益(1)
|
(2,257) | 5,488 | 16,365 | 3,231 | 21,780 | ||||||||||||
| 实现金融衍生品后的经营净回 | $ | 621,722 | $ | 513,031 | $ | 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的合并财务报表和截至2024年3月31日止三个月的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。
| 三个月结束 | 六个月结束 | ||||||||||||||||
| （千美元） | 2024年6月30日 | 2024年3月31日 | 2023年6月30日 | 2024年6月30日 | 2023年6月30日 | ||||||||||||
| 经营活动产生的现金流量 | $ | 505,584 | $ | 383,773 | $ | 192,308 | $ | 889,357 | $ | 377,246 | |||||||
| 非现金营运资本变动 | 20,140 | 32,023 | 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) | (412,551) | (169,963) | (752,124) | (403,099) | ||||||||||||
| 租赁债务的付款 | (5,478) | (4,872) | (1,181) | (10,350) | (2,336) | ||||||||||||
| 交易成本 | — | 1,539 | 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 | $ | (88) | $ | 96,313 | $ | 180,585 | $ | 94,395 | |||||||
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营运资金不足
营运资金不足按现金、贸易应收款项、预付款项及其他资产扣除贸易应付款项、应付股息、其他长期负债及股份补偿负债计算。营运资金不足被管理层用来衡量公司的流动性。截至2024年6月30日，该公司拥有8.749亿美元的可用信贷额度，可用于弥补任何营运资金不足。
下表汇总了营运资金不足的计算。
| 截至 | |||||||||||
| （千美元） | 2024年6月30日 | 2024年3月31日 | 2023年12月31日 | ||||||||
| 现金 | $ | (35,887) | $ | (29,140) | $ | (55,815) | |||||
| 应收账款 | (429,098) | (423,119) | (339,405) | ||||||||
| 预付和其他资产 | (81,805) | (77,901) | (83,259) | ||||||||
| 贸易应付款项 | 617,222 | 626,137 | 477,295 | ||||||||
| 股份补偿责任 | 22,706 | 18,667 | 35,732 | ||||||||
| 其他长期负债 | 19,845 | 19,622 | 19,147 | ||||||||
| 应付股息 | 18,161 | 18,494 | 18,381 | ||||||||
| 营运资金不足 | $ | 131,144 | $ | 152,760 | $ | 72,076 | |||||
非公认会计原则财务比率
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除以适用期间的桶油当量产量。
平均权利费率
平均特许权使用费率用于评估我们不同时期的运营业绩，包括特许权使用费除以总销售额，扣除混合和其他费用（一种非公认会计准则财务指标）。实际特许权使用费率可能因多种原因而有所不同，包括生产的商品、特许权使用费合同条款、商品价格水平、特许权使用费激励措施以及区域或管辖区域。
每桶油当量运营净回值
每桶油当量的运营净回值等于运营净回值（一种非公认会计准则财务指标）除以适用期间的桶油当量销量，用于评估我们在单位产量基础上的运营业绩。
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。
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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 | 2024年3月31日 | 2023年12月31日 | ||||||||
| 信贷便利 | $ | 607,589 | $ | 835,363 | $ | 848,749 | |||||
|
未摊销债务发行成本-信贷便利(1)
|
18,387 | 14,563 | 15,987 | ||||||||
| 长期票据 | 1,833,182 | 1,602,417 | 1,562,361 | ||||||||
|
未摊还债务发行费用-长期票据(1)
|
48,712 | 34,738 | 35,114 | ||||||||
| 贸易应付款项 | 617,222 | 626,137 | 477,295 | ||||||||
| 股份补偿责任 | 22,706 | 18,667 | 35,732 | ||||||||
| 其他长期负债 | 19,845 | 19,622 | 19,147 | ||||||||
| 应付股息 | 18,161 | 18,494 | 18,381 | ||||||||
| 现金 | (35,887) | (29,140) | (55,815) | ||||||||
| 应收账款 | (429,098) | (423,119) | (339,405) | ||||||||
| 预付和其他资产 | (81,805) | (77,901) | (83,259) | ||||||||
|
净债务
|
$ | 2,639,014 | $ | 2,639,841 | $ | 2,534,287 | |||||
(1)各期间的未摊销债务发行成本来自截至2024年6月30日止三个月和六个月的综合财务报表附注7-信贷融资和附注8-长期票据以及截至2024年3月31日止三个月的综合财务报表。
调整后资金流
调整后的资金流用于监测经营业绩以及我们为勘探和开发支出以及解决放弃义务产生资金的能力。调整后的资金流量包括根据适用期间的非现金营运资本、已结算的资产报废债务、交易成本和衍生工具的现金溢价的变化进行调整的经营活动产生的现金流量。
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。
| 三个月结束 | 六个月结束 | ||||||||||||||||
| （千美元） | 2024年6月30日 | 2024年3月31日 | 2023年6月30日 | 2024年6月30日 | 2023年6月30日 | ||||||||||||
| 经营活动现金流 | $ | 505,584 | $ | 383,773 | $ | 192,308 | $ | 889,357 | $ | 377,246 | |||||||
| 非现金营运资本变动 | 20,140 | 32,023 | 40,795 | 52,163 | 79,849 | ||||||||||||
| 已结算的资产报废债务 | 7,115 | 6,511 | 5,392 | 13,626 | 9,518 | ||||||||||||
| 交易成本 | — | 1,539 | 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 | $ | 423,846 | $ | 273,590 | $ | 956,685 | $ | 510,579 | |||||||
关于石油和天然气信息的咨询
在适用的情况下，石油当量已使用六千立方英尺天然气到一桶石油的折算率计算。英国央行可能会产生误导，特别是如果单独使用的话。六千立方英尺天然气与一桶石油的BOE转换比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。
本文提到的平均30天峰值产量和其他短期产量有助于确认碳氢化合物的存在，但是，这些产量并不能决定这类油井开始生产和此后下降的速度，也不能表明长期性能或最终采收率。虽然令人鼓舞，但提醒读者，在计算美国或提供此类费率的资产的总产量时，不要依赖此类费率。未对所有井进行压力瞬态分析或试井解释。因此，我们提醒，测试结果应被视为初步结果。
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在本新闻稿中，“石油和NGL”是指NI 51-101定义的重质原油、沥青、轻质和中质原油、致密油、凝析油和天然气液体（“NGL”）产品类型。下表显示了Baytex截至2024年6月30日止三个月和六个月的分类产量。NI 51-101产品类型包括：“重质原油”-重质原油和沥青，“轻中原油”-轻中原油、致密油和凝析油，“NGL”-天然气液体和“天然气”-页岩气和常规天然气。
| 截至2024年6月30日止三个月 | 截至2023年6月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 重 原油 （bbl/d） |
光 和 中 原油 （bbl/d） |
NGL （bbl/d） |
自然 气体 （mCF/d） |
石油 等值 （BOE/d） |
重 原油 （bbl/d） |
光 和 中 原油 （bbl/d） |
NGL （bbl/d） |
自然 气体 （mCF/d） |
石油 等值 （BOE/d） |
||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大–重磅 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 和平河 | 9,116 | 7 | 41 | 10,733 | 10,953 | 9,801 | 6 | 49 | 11,117 | 11,708 | |||||||||||||||||||||||||
| 劳埃德明斯特 | 13,688 | 16 | — | 1,607 | 13,972 | 11,398 | 23 | — | 1,228 | 11,625 | |||||||||||||||||||||||||
| Peavine | 19,938 | — | — | — | 19,938 | 11,622 | — | — | — | 11,622 | |||||||||||||||||||||||||
| 加拿大-光 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 维京人 | — | 8,130 | 181 | 10,586 | 10,075 | — | 13,265 | 181 | 12,105 | 15,464 | |||||||||||||||||||||||||
| 杜韦尔奈 | — | 2,509 | 1,640 | 5,875 | 5,128 | — | 675 | 566 | 1,946 | 1,565 | |||||||||||||||||||||||||
| 剩余属性 | 961 | 414 | 447 | 10,798 | 3,622 | — | 643 | 638 | 15,647 | 3,890 | |||||||||||||||||||||||||
| 美国 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 伊格尔·福特 | — | 55,955 | 17,858 | 100,165 | 90,506 | — | 20,710 | 7,186 | 35,946 | 33,887 | |||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 43,703 | 67,031 | 20,167 | 139,764 | 154,194 | 32,821 | 35,322 | 8,620 | 77,989 | 89,761 | |||||||||||||||||||||||||
| 截至2024年6月30日止六个月 | 截至2023年6月30日止六个月 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 重 原油 （bbl/d） |
光 和 中 原油 （bbl/d） |
NGL （bbl/d） |
自然 气体 （mCF/d） |
石油 等值 （BOE/d） |
重 原油 （bbl/d） |
光 和 中 原油 （bbl/d） |
NGL （bbl/d） |
自然 气体 （mCF/d） |
石油 等值 （BOE/d） |
||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大–重磅 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 和平河 | 9,299 | 8 | 44 | 10,411 | 11,086 | 10,289 | 9 | 51 | 11,191 | 12,215 | |||||||||||||||||||||||||
| 劳埃德明斯特 | 13,422 | 15 | — | 1,519 | 13,690 | 11,522 | 17 | — | 1,223 | 11,743 | |||||||||||||||||||||||||
| Peavine | 18,768 | — | — | — | 18,768 | 11,691 | — | — | — | 11,691 | |||||||||||||||||||||||||
| 加拿大-光 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 维京人 | — | 8,655 | 185 | 10,827 | 10,645 | — | 13,948 | 187 | 11,864 | 16,113 | |||||||||||||||||||||||||
| 杜韦尔奈 | — | 2,156 | 1,699 | 5,665 | 4,799 | — | 868 | 754 | 2,283 | 2,002 | |||||||||||||||||||||||||
| 剩余属性 | 642 | 451 | 542 | 13,568 | 3,896 | — | 658 | 661 | 19,001 | 4,485 | |||||||||||||||||||||||||
| 美国 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 伊格尔·福特 | — | 55,249 | 17,263 | 102,069 | 89,523 | — | 18,010 | 6,267 | 34,455 | 30,020 | |||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 42,131 | 66,534 | 19,733 | 144,059 | 152,407 | 33,502 | 33,510 | 7,920 | 80,017 | 88,269 | |||||||||||||||||||||||||
Baytex Energy Corp.
Baytex Energy Corp.是一家能源公司，总部位于艾伯塔省卡尔加里，在德克萨斯州休斯顿设有办事处。该公司在加拿大西部沉积盆地和美国的Eagle Ford从事原油和天然气的收购、开发和生产。Baytex的普通股在多伦多证券交易所和纽约证券交易所交易，股票代码为BTE。
有关Baytex的更多信息，请访问我们的网站www.baytexenergy.com或联系：
Brian Ector，资本市场和投资者关系高级副总裁
免费电话：1-800-524-5521
邮箱：investor@baytexenergy.com
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