Advantage Oil & Gas Ltd.
Annual Report 2020

Plain-text annual report

2021 Fourth Quarter Report Financial Highlights  ($000, except as otherwise indicated)  Financial Statement Highlights  Natural gas and liquids sales  Net income (loss) and comprehensive income (loss)     per basic share (2)  Basic weighted average shares (000)  Cash provided by operating activities  Cash provided by (used in) financing activities  Cash used in investing activities  Other Financial Highlights  Adjusted funds flow (1)       per boe (1)       per basic share (1)(2)  Net capital expenditures (1)  Free cash flow (1)  Working capital (surplus) deficit (1)  Bank indebtedness  Net debt (1)  Operating Highlights  Production     Crude oil (bbls/d)     Condensate (bbls/d)     NGLs (bbls/d)     Total liquids production (bbls/d)     Natural gas (Mcf/d)     Total production (boe/d)  Average realized prices (including realized derivatives)     Natural gas ($/Mcf)      Liquids ($/bbl)  Operating Netback ($/boe)     Natural gas and liquids sales (1)     Realized losses on derivatives (1)     Royalty expense (1)     Operating expense (1)     Transportation expense  (1)     Operating netback (1)  Q4  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2021  2020  2021  2020  159,255   359,956   1.90   190,829   67,464   (27,423)  (44,939)  71,227   16.15   0.37   58,384   12,843   (2,092)   167,345   165,253   816  1,012  2,524  4,352  261,530  47,940  4.17  54.70  36.11   (8.41)  (2.02)  (2.92)  (4.48)  18.28  73,203   24,168           0.13  188,113  30,260  5,071  (37,325)  31,738   7.92   0.17   32,390   (652)  4,292   247,105   251,397   492,035   411,354   2.17   190,077   223,152   (83,411)  (117,782)  245,085   (284,045)  (1.51)  187,761  100,714  48,087  (158,621)  234,824   13.01   1.24   149,403   85,421   (2,092)   167,345   165,253   104,661   6.37   0.56   157,935   (53,274)  4,292   247,105   251,397   1,653  653  2,234  4,540  233,949  43,532  1,101  844  2,548  4,493  269,710  49,445  1,664  715  2,029  4,408  243,081  44,922  2.45  41.29  18.28   (0.74)  (0.77)  (2.68)  (3.62)  10.47  3.38  50.92  27.26   (4.13)  (1.53)  (2.49)  (3.90)  15.21  2.02  37.43  14.91   (0.28)  (0.64)  (2.43)  (3.39)  8.17  (1) Specified  financial  measure  which  may  not  be  comparable  to  similar  specified  financial  measures  used  by  other  entities.  Please  see  "Specified Financial Measures".  (2) Based on basic weighted average shares outstanding.                                                    CONTENTS  MESSAGE TO SHAREHOLDERS ...................................................................................................................... 2  RESERVES ...................................................................................................................................................... 4  CONSOLIDATED MANAGEMENT’S DISCUSSION & ANALYSIS ...................................................................... 11  CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS .................................................................................................. 51  Independent Auditor’s Report ................................................................................................................ 52  Consolidated Statements of Financial Position ....................................................................................... 57  Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) ................................................................... 58  Consolidated Statements of Changes in Shareholders’ Equity ................................................................ 59  Consolidated Statements of Cash Flows .................................................................................................. 60  Notes to the Consolidated Financial Statements..................................................................................... 61  ADVISORY ................................................................................................................................................... 99  Advantage Energy Ltd. - 1                               MESSAGE TO SHAREHOLDERS  Advantage  Energy  Ltd.  ("Advantage"  or  the  "Corporation")  achieved  record  results  during  2021,  while  capital  spending remained modest.  Advantage’s long history of disciplined capital deployment continued, with every well  drilled  since  the  second  half  of  2020  achieving  payout  in  under  one  year  and  many  achieving  payout  in  under  5  months.  The Corporation has a line‐of‐sight to eliminate net debt during the third quarter (based on current strip  commodity prices) and intends to initiate a share buyback program in second quarter pending regulatory approval.   Advantage’s  affiliate  Entropy  Inc.  continues  to  make  progress  on  its  previously  announced  financing  (see  News  Release dated December 30, 2021) and remains on‐track to close during the first quarter of 2022.    In  order  to  maximize  shareholder  returns,  Advantage’s  priority  is  growing  adjusted  funds  flow  per  share(a)  while  maintaining a strong balance sheet and enhancing profitability through all phases of the commodities cycle.  With  commodity pricing remaining strong, production spiking, long‐term demand likely to continue to grow, decades of  high‐quality inventory and significant existing capacity at Advantage‐owned facilities, Advantage is well positioned  to continue generating significant shareholder value.  Operational Update  Advantage expects 2022 average production to increase to between 52,000 boe/d and 55,000 boe/d based on the  Corporation’s 2022 capital program (see News Release dated December 6, 2021). In March, five days of downtime  are planned at Glacier for a plant turnaround and to complete final construction of the Phase 1 CCS project.  In anticipation of gas supply shortages and elevated pricing, Advantage accelerated $10 million of spending  from  January  into  December.  As  a  result,  January  production  was  approximately  57,000  boe/d,  with  the  Glacier  Gas  Plant  periodically  exceeding  375  mmcf/d  (gross  raw).  Drilling  focus  has  now  shifted  to  oil  and  condensate targets at Wembley, Valhalla and Progress, with minimal new Glacier volumes expected to come  onstream for the remainder of 2022.  At Wembley, construction of the trunk‐line tying Advantage’s oil battery to Keyera’s Pipestone Processing Facility is  nearing completion, on‐time and on‐budget with 2022 costs of $10 million.  Once complete, Advantage will have  access to a total of 40 mmcf/d of firm processing capacity in the area.  Production at Wembley is expected to grow  through 2022, with 6 recently‐drilled wells coming on production in the second quarter and drilling of one additional  pad toward the end of the year.   At Progress, a new compressor station which was partially constructed prior to the pandemic is nearing completion,  on‐time and on‐budget with 2022 costs of $12 million. In addition to increasing system capacity for Advantage wells,  the compressor will service firm‐contracted third‐party volumes of 10 mmcf/d generating $5.5 million of processing  revenue  on  an  annualized  basis.  These  volumes  are  incremental  to  the  existing  11  mmcf/d  of  third‐party  gas  processed through Advantage’s owned infrastructure.  The Corporation has hedged 22% of its natural gas production for first quarter of 2022, 36% for summer 2022, 27%  for winter 2022/23 and 8% for summer 2023.   Share Buyback Program   As Advantage believes there may be times when the market price of its common shares does not fully reflect the  underlying value of its business, or when buying back shares may provide superior returns versus acquiring third‐ party  assets.  The  Corporation  intends  to  launch  a  share  buyback  program  during  the  second  quarter,  subject  to  receiving regulatory approval and compliance with applicable laws. The primary goals of the buyback program are to  provide  returns  to  shareholders  in  a  tax  efficient  manner,  to  improve  per  share  metrics  and  to  help  maintain  an  efficient capital structure.   Advantage Energy Ltd. - 2   Indigenous Education Scholarship Program  Advantage  is  pleased  to  support  Indigenous  students  in  communities  near  Advantage’s  operations  in  Alberta.  Advantage aims to provide students with funding to pursue post‐secondary education opportunities to benefit both  the students and Alberta’s energy industry.  Annual scholarships will be open to all students but primarily awarded  to students pursuing studies in engineering, operations, geosciences, environmental studies, and trades related to  the  energy  industry.    Applications  for  Advantage’s  Indigenous  Education  Scholarship  program  will  be  accepted  between March 1st to July 15th of each year and scholarships will be announced prior to August 15th.  To apply for the  Scholarship Award, please email scholarship@advantageog.com for an application form and further instructions.  Board Retirement  As a part of Advantage’s board succession planning, Mr. Ron McIntosh plans to retire on May 5, 2022, after 24 years  of service with Advantage and predecessor companies. The Advantage team thanks him deeply for his dedication  and wishes him all the best in his retirement.  The new Chair of the Board will be appointed after Advantage’s annual  general and special meeting on May 5, 2022.  Looking Forward  In  order  to  maximize  shareholder  returns,  Advantage’s  priority  is  growing  adjusted  funds  flow  per  share(a)  while  maintaining a strong balance sheet. The capital program for the second half of 2022 will focus on oil‐weighted growth  which delivers outsized adjusted funds flow growth per unit of production growth, at current strip commodity pricing.   While total production for 2022 is expected to grow by approximately 8%, relative adjusted funds flow is expected  to grow by over 25%, assuming the same commodity prices.  At current strip commodity prices, Advantage expects 2022 AFF(a) to be more than double what it was in 2021.  We  are on‐track to generate significant free cash flow(a) of over $140 million in the first half of 2022 and approach zero  net debt(a) in the third quarter.  Advantage’s decision to advance $10 million in capital spending from early 2022 into  December 2021 has significantly benefited the Corporation with average production of approximately 57,000 boe/d  in January 2022, coinciding with elevated gas prices, resulting in payout(a) of new wells in under 5 months.   Advantage’s 2022 capital program ($170 million to $200 million) is weighted towards the first quarter with spending  of approximately $76 million or 40% of the total 2022 budget.  Production is expected to average between 52,000  boe/d and 55,000 boe/d in 2022 (see News Release dated December 6, 2021). In March, five days of downtime are  planned  at  Glacier  for  a  plant  turnaround  and  to  complete  final  construction  of  the  Phase  1  CCS  project,  with  production expected to average 52,000 boe/d during the first quarter.  The Corporation has $1.4 billion of tax pools which are expected to provide cash tax deferrals for several years.  With modern, low emissions‐intensity assets and the Glacier carbon capture and sequestration asset, the  Corporation continues to proudly deliver clean, reliable, sustainable energy, contributing to a reduction in  global emissions by displacing high‐carbon fuels. Advantage wishes to thank our employees, Board of Directors  and our shareholders for their ongoing support.  (a)  Specified financial measure which is not a standardized measure under International Financial Reporting Standards ("IFRS") and may not be  comparable to similar specified financial measures used by other entities. Please see "Specified Financial Measures" for the composition of such  specified financial measure, an explanation of how such specified financial measure provides useful information to a reader and the purposes for  which management of Advantage uses the specified financial measure, and where required, a reconciliation of the specified financial measure to the  most directly comparable IFRS measure  Advantage Energy Ltd. - 3       RESERVES  Advantage engaged our independent qualified reserves evaluator Sproule Associates Ltd. (“Sproule”) to evaluate our  year‐end reserves as of December 31, 2021 in accordance with National Instrument 51‐101 and the Canadian Oil and  Gas Evaluation Handbook ("COGE Handbook").  Reserves  and  production  information  included  herein  is  stated  on  a  gross  working  interest  basis  (before  royalty  burdens and  excluding royalty interests) unless noted otherwise.  Certain tables may not add due to rounding. In  addition to the information disclosed in this annual report, more detailed information on our oil and gas reserves,  including our reserves on a net interest basis (after royalty burdens and including royalty interests) is included in  Advantage's  Annual  Information  Form  dated  February  24,  2022  and  is  available  at  www.advantageog.com  and  www.sedar.com.   Highlights – Gross Working Interest Reserves  Proved plus probable reserves (mboe)  Net Present Value of future net revenue of 2P reserves         discounted at 10%, before tax ($000) (1)  Net Asset Value per Share discounted at 10%, before tax (2)(5)  Reserve Life Index (proved plus probable ‐ years) (3)  Reserves per share (proved plus probable ‐ boe) (2)  Bank indebtedness per boe of reserves (proved plus probable)  December 31   2021  553,365  December 31   2020(4)  532,034  3,353,076  16.55  31.6  2.90  0.30  2,191,072  9.77  33.5  2.83  0.46  (1)  Assumes that development of each property will occur, without regard to the likely availability to the Corporation  of funding required for     that development.  (2)   Based on 190.8 million shares outstanding at December 31, 2021 and 188.1 million at December 31, 2020.  (3)   Based on fourth quarter average production and Corporation interest reserves.  (4)   Reserves based upon an evaluation by Sproule with an effective date of December 31, 2020 contained in a report  of Sproule dated February 23, 2021 using Sproule's product price forecast effective December 31, 2020.  (5) Specified financial measure which may not be comparable to similar specified financial measures used by other  entities. Please see "Specified Financial Measures".  Advantage Energy Ltd. - 4                       Corporation Gross (before royalties) Working Interest Reserves Summary as at December 31, 2021  Proved    Developed Producing    Developed Non‐producing    Undeveloped  Total Proved  Probable  Total Proved Plus Probable  Light Crude Oil  and Medium  Crude Oil  (Mbbl)  Conventional  Natural Gas  (Mmcf)  Natural Gas  Liquids  (Mbbl)        1,252              23         7,080         8,355         9,212       17,566             681,611               24,113        1,471,397         2,177,121             839,142        3,016,263             6,445                405           15,860           22,709           10,379           33,088   Total Oil  Equivalent  (Mboe)        121,299             4,447         268,173         393,918         159,447         553,365   Total Oil Equivalent Corporation Gross (before royalties)  Working Interest Reserves Summary 532,034  553,365  465,705  ) e o b M ( 2019 2020 2021 Proved Developed Producing Proved  Undeveloped Total Proved Plus Probable Proved Developed Non‐producing Probable Advantage Energy Ltd. - 5                                       Corporation Net Present Value of Future Net Revenue using IQRE Average price and cost forecasts(1)(2)(3) ($000)  Proved    Developed Producing    Developed Non‐producing   Undeveloped  Total Proved  Probable  Total Proved Plus Probable   Before Income Taxes Discounted at    10%   0%    15%  1,762,965  96,017  3,843,452  5,702,434  3,269,713  8,972,147  1,051,069  53,724  1,100,003  2,204,796  1,148,280  3,353,076  884,897  45,536  667,220  1,597,653  821,846  2,419,499  (1) Advantage's light crude oil and medium crude oil, conventional natural gas and natural gas liquid reserves were evaluated  using  the  average  of  the  forecasts  ("IQRE  Average  Forecast”)  prepared  by  McDaniel  &  Associates Consultants Ltd., GLJ Petroleum Consultants and Sproule effective December 31, 2021, prior to the provision for income taxes, interests, debt services charges and general and administrative expenses. It should not be assumed that the discounted future net revenue estimated by Sproule represents the fair market value of the reserves. (2) Assumes that development of reserves will occur, without regard to the likely availability to the Corporation of funding required for that development. (3) Future  Net  Revenue  incorporates  Managements'  estimates  of  required  abandonment  and  reclamation  costs, including expected timing such costs will be incurred, associated with all wells, facilities and infrastructure. (4) Table may not add due to rounding. Net Present Value of Future Net Revenue  Before Income Taxes Discounted at 10% ) s n o i l l i m $ ( 2,206  2,191  2,205  1,509  1,483  697  2019 709  2020 Total Proved Total Probable Total Proved Plus Probable 3,353  1,148  2021 Advantage Energy Ltd. - 6             IQRE Average Forecasts and Assumptions  The  net  present  value  of  future  net  revenue  at  December  31,  2021  was  based  upon  light  and  medium  oil,  conventional natural gas and natural gas liquid pricing assumptions, which was computed by using the IQRE Average  Forecast effective December 31, 2021. These forecasts are adjusted for reserves quality, transportation charges and  the provision of any applicable sales contracts. The price assumptions used over the next seven years are summarized  in the table below:  Canadian Light  Sweet Crude Oil  40o API  ($Cdn/bbl)  86.82  80.73  78.01  79.57  81.16  82.78  84.44  AECO‐C   Spot  ($Cdn/MMbtu)  3.56  3.21  3.05  3.11  3.17  3.23  3.30  Edmonton  Pentanes Plus  ($Cdn/bbl)  91.85  85.53  82.98  84.63  86.33  88.05  89.82  Edmonton  Butane  ($Cdn/bbl)  57.49  50.17  48.53  49.50  50.49  51.50  52.53  Edmonton  Propane  ($Cdn/bbl)  43.38  35.92  34.62  35.31  36.02  36.74  37.47  Operating  Cost Inflation  Rate  %/year  0.00  2.33  2.00  2.00  2.00  2.00  2.00  Capital Cost  Inflation Rate  %/year  0.00  2.33  2.00  2.00  2.00  2.00  2.00  Exchange  Rate  ($US/$Cdn)(3)  0.80  0.80  0.80  0.80  0.80  0.80  0.80  Year   2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028  Year   2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028  Advantage Energy Ltd. - 7                                                                                                                                         Net Asset Value using IQRE Average price and cost forecasts (Before Income Taxes)  The following net asset value ("NAV") table shows what is normally referred to as a "produce‐out" NAV calculation  under which the current value of the Corporation’s reserves would be produced at forecast future prices and costs.  The value is a snapshot in time and is based on various assumptions including commodity prices and foreign exchange  rates that vary over time.  ($000, except per share amounts)  Net asset value per share (1) ‐ December 31, 2020  Net present value proved and probable reserves  Undeveloped land (2)  Working capital and other (3)(4)  Financing liability  Bank indebtedness  Net asset value ‐ December 31, 2021 (3)  Net asset value per share (1)(3) ‐ December 31, 2021                           Before Income Taxes Discounted at               0%  $       33.27     8,972,147   20,713   44,993   (93,488)  (167,345)     8,777,020    $        45.99               10%  $         9.77     3,353,076   20,713   44,993   (93,488)  (167,345)     3,157,949    $        16.55                 15%  $         6.26     2,419,499   20,713   44,993   (93,488)  (167,345)     2,224,372    $        11.66   (1) Based on 190.8 million shares outstanding at December 31, 2021 and 188.1 million at December 31, 2020.  (2) The value of undeveloped land is based on book value.   (3) Specified financial measure which may not be comparable to similar specified financial measures used by other  entities. Please see "Specified Financial Measures".  (4) Other is calculated as current and non‐current derivative asset less current and non‐current derivative liability.  Advantage Energy Ltd. - 8                                                                                                   Company Gross (before royalties) Working Interest Reserves Reconciliation  Proved  Opening balance December 31, 2020  Extensions and improved recovery (1)  Technical revisions (2)  Discoveries  Acquisitions   Dispositions  Economic factors(3)  Production  Light Crude Oil  and Medium  Crude Oil  (Mbbl)   8,245  Conventional  Natural Gas  (Mmcf)  2,142,386  Natural Gas  Liquids  (Mbbl)  21,714  Total Oil  Equivalent  (Mboe)  387,023  231  180  ‐  ‐  ‐  101  (402)  91,760  21,058  ‐  2,715  ‐  17,646  (98,444)  816  1,216  ‐  11  ‐  191  (1,238)  16,341  4,905  ‐  463  ‐  3,232  (18,048)  Closing balance at December 31, 2021  8,355  2,177,121  22,709  393,918  Proved Plus Probable   Opening balance December 31, 2020  Extensions and improved recovery (1)  Technical revisions (2)  Discoveries  Acquisitions   Dispositions  Economic factors (3)  Production  Light Crude Oil  and Medium  Crude Oil  (Mbbl)  14,083  4,044  (262)  ‐  ‐  ‐  103  (402)  Conventional  Natural Gas  (Mmcf)  2,929,142  194,885  (22,954)  ‐  3,463  ‐  10,171  (98,444)  Natural Gas  Liquids  (Mbbl)  29,760  2,504  1,923  ‐  13  ‐  126  (1,238)  Total Oil  Equivalent  (Mboe)  532,034  39,030  (2,165)  ‐  590  ‐  1,924  (18,048)  Closing balance at December 31, 2021  17,566  3,016,263  33,088  553,365  (1) Reserve additions for Infill Drilling, Extensions and Improved Recovery are combined and reported as "Extensions  and Improved Recovery". Extensions and Improved Recovery changes: (i) Revisions to the Glacier development  plan  with  well  optimization  that  combined  or  added  proved  or  proved  and  probable  future  drilling  locations  mainly on lands acquired in 2021; (ii) As per COGE Handbook guidance: Glacier/Valhalla/Progress future proved  locations  were  scheduled  to  be  developed  within  seven  (two  including  a  plant  expansion  plus  five)  years  and  probable future locations were developed within eight years of the required ten years for probable reserves; and  (iii)  Wembley/Pipestone  added  probable  future  locations  resulting  in  an  increase  in  the  Light  Crude  Oil  and  Medium Crude Oil category.  (2) Technical revisions changes: (i) Increased well performance of existing and future drilling locations and (ii) minor  upward adjustments to NGL yields for gas processed through the Glacier Gas Plant.    (3) Economic  factor  changes  were  primarily  related  to  higher  forecasted  prices  for  Conventional  Natural  Gas,  associated NGLs and Light Crude Oil.  (4) Table may not add due to rounding.  Advantage Energy Ltd. - 9                                     Corporation Finding and Development Cost (“F&D”)   Corporation 2021 F&D Cost – Gross (before royalties) Working Interest Reserves Including Future  Development Capital(1)(2)(3)      Net capital expenditures, excluding intangible assets ($000)(4)  Net change in Future Development Capital ($000)  Total capital ($000)  Total mboe, end of year  Total mboe, beginning of year  Production, mboe  Reserve additions, mboe  2021 F&D cost ($/boe) (4)  2020 F&D cost ($/boe) (4)  Three‐year average F&D cost ($/boe) (4)  Proved  148,912  14,087  162,999   393,918  387,023  (18,047)  24,942  $  6.54  $  3.63  $  4.47  Proved   Plus Probable  148,912  80,305  229,217  553,365  532,034  (18,047)  39,378  $  5.82  $  2.80  $  4.40  (1)  F&D cost is calculated by dividing total capital by reserve additions during the applicable period. Total capital  includes both capital expenditures incurred and changes in FDC required to bring the proved undeveloped and  probable reserves to production during the applicable period. Reserve additions is calculated as the change in  reserves from the beginning to the ending of the applicable period excluding production.  (2)  The  aggregate  of  the  exploration  and  development  costs  incurred  in  the  most  recent  financial  year  and  the  change during that year in estimated FDC generally will not reflect total finding and development costs related  to reserves additions for that year. Changes in forecast FDC occur annually as a result of development activities,  acquisition and disposition activities and capital cost estimates that reflect Sproule’s best estimate of what it will  cost to bring the proved undeveloped and probable reserves on production.  (3)  The change in FDC is primarily from incremental undeveloped locations.  (4)   Specified financial measure which may not be comparable to similar specified financial measures used by other  entities. Please see "Specified Financial Measures".  Advantage Energy Ltd. - 10                                                                                         (Formerly, Advantage Oil & Gas Ltd.)  CONSOLIDATED MANAGEMENT’S DISCUSSION & ANALYSIS  For the three months and years ended December 31, 2021 and 2020  Advantage Energy Ltd. - 11   CONSOLIDATED MANAGEMENT’S DISCUSSION & ANALYSIS  On  May  18,  2021,  Advantage  Oil  &  Gas  Ltd.  changed  its  name  to  Advantage  Energy  Ltd.  as  approved  by  its  shareholders.  The  following  Management’s  Discussion  and  Analysis  (“MD&A”),  dated  as  of  February  24,  2022,  provides  a  detailed  explanation  of  the  consolidated  financial  and  operating  results  of  Advantage  Energy  Ltd.  (“Advantage”, the “Corporation”, “us”, “we” or “our”) for the three months and year ended December 31, 2021 and  should  be  read  in  conjunction  with  the  December  31,  2021  audited  consolidated  financial  statements.  The  consolidated  financial  statements  have  been  prepared  in  accordance  with  International  Financial  Reporting  Standards  (“IFRS”),  representing  generally  accepted  accounting  principles  (“GAAP”)  for  publicly  accountable  enterprises in Canada. All references in the MD&A and consolidated financial statements are to Canadian dollars  unless otherwise indicated.   This MD&A contains specified financial measures such as non‐GAAP financial measures, non‐GAAP financial ratios,  capital  management  measures,  supplementary  financial  measures  and  forward‐looking  information.  Readers  are  advised  to  read  this  MD&A  in  conjunction  with  both  the  “Specified  Financial  Measures”  and  “Forward‐Looking  Information and Other Advisories” found at the end of this MD&A.  Financial Highlights  ($000, except as otherwise indicated)  Financial Statement Highlights  Natural gas and liquids sales  Net income (loss) and comprehensive income (loss)     per basic share (2)  Basic weighted average shares (000)  Cash provided by operating activities  Cash provided by (used in) financing activities  Cash used in investing activities  Other Financial Highlights  Adjusted funds flow (1)       per boe (1)       per basic share (1)(2)  Net capital expenditures (1)  Free cash flow (1)  Working capital (surplus) deficit (1)  Bank indebtedness  Net debt (1)  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2021  2020  2021  2020  159,255   359,956   1.90   190,829   67,464   (27,423)  (44,939)  71,227   16.15   0.37   58,384   12,843   (2,092)   167,345   165,253   73,203   24,168           0.13  188,113  30,260  5,071  (37,325)  31,738   7.92   0.17   32,390   (652)  4,292   247,105   251,397   492,035   411,354   2.17   190,077   223,152   (83,411)  (117,782)  245,085   (284,045)  (1.51)  187,761  100,714  48,087  (158,621)  234,824   13.01   1.24   149,403   85,421   (2,092)   167,345   165,253   104,661   6.37   0.56   157,935   (53,274)  4,292   247,105   251,397   (1) Specified financial measure which is not a standardized measure under IFRS and may not be comparable to similar specified financial  measures used by other entities. Please see "Specified Financial Measures" for the composition of such specified financial measure, an  explanation of how such specified financial measure provides useful information to a reader and the purposes for which management of  Advantage uses the specified financial measure, and/or where required, a reconciliation of the specified financial measure to the most  directly comparable IFRS measure.  (2) Based on basic weighted average shares outstanding.  Advantage Energy Ltd. - 12                       Operating Highlights  Operating  Production     Crude oil (bbls/d)     Condensate (bbls/d)     NGLs (bbls/d)     Total liquids production (bbls/d)     Natural gas (Mcf/d)     Total production (boe/d)  Average realized prices (including realized derivatives)     Natural gas ($/Mcf)      Liquids ($/bbl)  Operating Netback ($/boe)     Natural gas and liquids sales     Realized losses on derivatives     Royalty expense     Operating expense     Transportation expense     Operating netback (1)  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2021  2020  2021  2020  816  1,012  2,524  4,352  261,530  47,940  1,653  653  2,234  4,540  233,949  43,532  1,101  844  2,548  4,493  269,710  49,445  1,664  715  2,029  4,408  243,081  44,922  4.17  54.70  36.11   (8.41)  (2.02)  (2.92)  (4.48)  18.28  2.45  41.29  18.28   (0.74)  (0.77)  (2.68)  (3.62)  10.47  3.38  50.92  27.26   (4.13)  (1.53)  (2.49)  (3.90)  15.21  2.02  37.43  14.91   (0.28)  (0.64)  (2.43)  (3.39)  8.17  (1) Specified financial measure which is not a standardized measure under IFRS and may not be comparable to similar specified financial  measures used by other entities. Please see "Specified Financial Measures" for the composition of such specified financial measure, an  explanation of how such specified financial measure provides useful information to a reader and the purposes for which management of  Advantage uses the specified financial measure, and/or where required, a reconciliation of the specified financial measure to the most  directly comparable IFRS measure.  Advantage Energy Ltd. - 13                                     Corporate Update  2022 Guidance  On December 6, 2021, the Corporation announced its 2022 budget (see News Release dated December 6, 2021).  Advantage’s 2022 capital program will be focused on growing adjusted funds flow per share by continuing to drill  high rate‐of‐return targets in areas with existing infrastructure capacity.  An escalating emphasis will be placed on  increasing liquids revenue and making infrastructure investments that either increase third‐party processing revenue  or establish carbon revenue for Entropy. With a current expected payout ratio of less than 0.50, Advantage plans to  dedicate free cash flow towards debt reduction.  The below table summarizes Advantage’s 2022 guidance:  Forward Looking Information(1)  Cash Used in Investing Activities (2) ($ millions)  Average Production (boe/d)  Liquids Production (bbls/d)  Royalty Rate (%)  Operating Expense ($/boe)  Transportation Expense ($/boe)  G&A/Finance Expense ($/boe)  2022 Guidance  170 to 200  52,000 to 55,000  5,400 to 5,800  7 to 9  2.45  4.35  1.55  (1) Forward‐looking statements and information representing Management estimates. Please see “Forward‐Looking Information and Other  Advisories”.  (2) Cash Used in Investing Activities is the same as Net Capital Expenditures as no change in non‐cash working capital is assumed between  years and other differences are immaterial.  2021 Guidance Update  The Corporation’s 2021 financial and operational results were largely within guidance expectations. The below table  summarizes Advantage’s 2021 guidance compared to actual 2021 financial and operational results:  Net capital expenditures ($ millions)(3)(5)  Average Production (boe/day)(2)  Liquids Production (% of total production)(1)  Royalty Rate (%)(1)  Operating Expense ($/boe) (1)  Transportation Expense ($/boe) (1)  G&A/Finance Expense ($/boe) (1)(4)  2021 Guidance  140 to 150  48,000 to 51,000   8 to 9  3 to 5  2.55  4.15  2.00  2021 Actual  149.4  49,445  9.1  5.6  2.49  3.90  2.20  % Variance from   2021 Guidance  ‐    ‐    0.1   0.6    (2)   (6)   10   Notes:  (1) (2) (3) (4) (5) See News Release dated October 29, 2020 for initial forward looking information.  See News Release dated February 25, 2021 for revised forward looking information.  See News Release dated August 31, 2021 for revised forward looking information.  Finance expense excludes accretion of decommissioning liability.   Specified financial measure which may not be comparable to similar specified financial measures used by other entities. Please see  "Specified Financial Measures".  Advantage Energy Ltd. - 14                 Corporate Update (continued)  2021 Guidance Update (continued)  Advantage incurred a royalty rate that was 0.6% above our 2021 range, which was a result of the increased pricing  environment for natural gas. The Corporation incurred transportation expense that was 6% below 2021 guidance,  which was largely due to lower‐than‐expected pipeline tolls. The Corporation incurred G&A and finance expense that  was 10% above 2021 guidance, which was due to a significant increase in the valuation of the Deferred Share Units  liability as a result of the 333% increase in share price, which accounted for an additional $0.20/boe in G&A expense.  Entropy Inc.  In March 2021, Advantage created Entropy Inc. (“Entropy”), a private cleantech company focused on commercializing  energy‐transition  technologies.  Entropy’s  Modular  Carbon  Capture  and  Storage  (“MCCS”)  technology  can  be  retrofitted to most point‐source industrial emissions, including sectors that are difficult to decarbonize like power  generation,  blue  hydrogen,  liquified  natural  gas,  oil  and  gas  processing,  and  production  of  cement  and  steel.  Combining Entropy’s technology and world‐class solvent, Entropy23TM, Entropy expects to play an important role in  the effort to decarbonize. Entropy plans to commit capital to build carbon capture and storage (“CCS”) facilities in  exchange for virtually all associated environmental attributes (carbon credits, clean fuel regulation credits, incentive  tax credits, etc.)  On May 5, 2021, Entropy issued common shares to Allardyce Bower Holdings Inc. (“ABC”) in exchange for intellectual  property, resulting in Advantage and ABC owning 90% and 10% of Entropy, respectively.  Advantage has recognized  a non‐controlling interest in shareholders’ equity, representing the carrying value of the 10% shareholding of Entropy  held by outside interests.  On December 30, 2021, Entropy and a leading energy transition investor agreed to the terms of an exclusive, non‐ binding financing agreement expected to provide sufficient capital for the execution of Entropy's near‐term growth  plan, including a structured initial commitment of $300 million, which is expected to be completed in 2022.   Advantage Energy Ltd. - 15                 Production  Average Daily Production  Crude oil (bbls/d)  Condensate (bbls/d)  NGLs (bbls/d)  Total liquids production (bbls/d)  Natural gas (Mcf/d)  Total production (boe/d)  Liquids (% of total production)  Natural gas (% of total production)  Three months ended  December 31  2021  816  1,012  2,524  4,352  261,530  47,940  9  91  2020  1,653  653  2,234  4,540  233,949  43,532  10   90   %  Change  (51)  55  13  (4)  12  10  Average Daily Production Year ended  December 31  2021  1,101  844  2,548  4,493  269,710  49,445  9  91  2020  1,664  715  2,029  4,408  243,081  44,922  10  90  %  Change  (34)  18  26  2  11  10   7,000  6,000  5,000  4,000  3,000  2,000  1,000  ‐ d / s l b b 256  244  238  234  271  274  272  262  3,714  4,646  4,729  4,540  4,609  4,290  4,724  4,352  250 200 150 100 50 0 d / f c M M Q1 20 Q2 20 Q3 20 Q4 20 Q1 21 Q2 21 Q3 21 Q4 21 Liquids (bbls/d) Natural gas (MMcf/d) For  the  three  months  ended  December  31,  2021,  Advantage  recorded  total  production  averaging  47,940  boe/d,  while achieving record annual total production of 49,445 boe/d for the year ended December 31, 2021, increasing  10% compared to the same periods of the prior year.  Natural gas production for the three months and year ended December 31, 2021 averaged 262 MMcf/d and 270  MMcf/d,  respectively,  increases  of  12%  and  11%  compared  to  the  same  periods  of  the  prior  year.  Advantage’s  natural gas production increased as a result of 22 gross (21.4 net) wells brought onstream at Glacier, and 2 gross  (2.0 net) wells brought onstream at Valhalla, with 9 gross (8.4 net) natural gas wells being brought onstream in the  fourth quarter of 2021. Natural gas production decreased in the fourth quarter of 2021 from the third quarter of  2021 due to unplanned “firm service” restrictions on TC Energy’s NGTL system.  Liquids production for the three months and year ended December 31, 2021 averaged 4,352 bbls/d and 4,493 bbls/d,  respectively,  a  decrease  of  4%  and  an  increase  of  2%  compared  to  the  same  periods  of  the  prior  year.  Liquids  production has remained relatively flat, with associated liquids from natural gas drilling offsetting normal declines.   Advantage expects total annual production to increase to between 52,000 and 55,000 boe/d in 2022 based on the  Corporation’s  planned  2022  capital  program  (see  “Corporate  Update”).  In  the  first  quarter  of  2022,  Advantage  planned and budgeted downtime at the Glacier Gas Plant, as is occasionally required for preventative maintenance,  and  to  complete  final  construction  and  installation  of  the  Phase  1  CCS  project.  This  downtime  will  result  in  first  quarter 2022 production being at the low end of our provided annual production range.  Advantage Energy Ltd. - 16                     Commodity Prices and Marketing  Average Realized Prices(2)  Natural gas     Excluding derivatives ($/Mcf)     Including derivatives ($/Mcf)  Liquids     Crude oil ($/bbl)     Condensate ($/bbl)     NGLs ($/bbl)     Total liquids excluding derivatives ($/bbl)     Total liquids including derivatives ($/bbl)  Average Benchmark Prices  Natural gas (1)     AECO daily ($/Mcf)     AECO monthly ($/Mcf)     Empress daily ($/Mcf)     Henry Hub ($US/MMbtu)     Emerson 2 daily ($US/MMbtu)     Dawn daily ($US/MMbtu)     Chicago Citygate ($US/MMbtu)     Ventura ($US/MMbtu)  Liquids     WTI ($US/bbl)     MSW Edmonton ($/bbl)  Three months ended  December 31  2021  2020  %  Change  Year ended  December 31  2021  2020  %  Change  5.44  4.17  90.89  96.02  54.39  70.91  54.70  4.66  4.93  5.02  5.32  4.30  4.65  5.86  5.63  2.67  2.45  46.91  50.27  27.04  37.62  41.29  2.64  2.76  2.62  2.47  2.23  2.25  2.48  2.45  77.17  93.26  42.66  50.64  104  70  94  91  101  88  32  77  79  92  115  93  107  136  130  81  84  3  3.97   3.38   77.66   81.89   47.77   61.50  50.92   3.62  3.57  3.88  3.97  3.41  3.61  3.78  3.66  2.16   2.02   37.92  46.18   24.35  33.01  37.43  2.23  2.22  2.25  1.99  1.84  1.87  1.98  1.87  67.96  80.33  39.40  46.08  0.7976  0.7478  84  67  105  77  96  86  36  62  61  72  99  85  93  91  96  72  74  7  Average Exchange rate ($US/$CDN)  0.7937   0.7695  (1) GJ converted to Mcf on the basis of 1 Mcf = 1.055056 GJ and 1 Mcf = 1 MMbtu.  (2) Average realized prices in this table are considered specified financial measures which may not be comparable to similar specified financial  measures used by other entities. Please see "Specified Financial Measures".  Liquids  Advantage’s realized liquids price excluding derivatives for the three months and year ended December 31, 2021  was $70.91/bbl and $61.50/bbl, respectively, increases of 89% and 86% compared to the same periods of the prior  year. Realized crude oil, condensate and NGL prices excluding derivatives all increased significantly for the three  months  and  year  ended  December  31,  2021,  due  to  significantly  improved  WTI  prices,  with  continued  global  economic recovery from the COVID‐19 pandemic demand reduction. The price that Advantage receives for crude oil  and condensate production is largely driven by global supply and demand and the Edmonton light sweet oil and  condensate price differentials. Approximately 64% of our liquids production is comprised of crude oil, condensate  and pentanes, which generally attracts higher market prices than other NGLs.  Natural gas  Advantage’s realized natural gas price excluding derivatives for the three months and year ended December 31,  2021 was $5.44/Mcf and $3.97/Mcf, respectively, which was a 104% increase and an 84% increase compared to the  same periods of the prior year. These increases were attributed to higher natural gas benchmark prices in all markets  where Advantage physically delivers natural gas and has market diversification exposure. Advantage has realized  natural gas prices higher than AECO as we currently also have market exposure at Dawn, Empress, Emerson, Chicago  and Ventura.  Advantage Energy Ltd. - 17                                                                                              Commodity Prices and Marketing (continued)   Advantage’s natural gas exposure consists of the AECO, Empress, Emerson, Dawn, Chicago and Ventura markets.  Advantage  holds  physical  transportation  beyond  AECO  to  Empress,  Emerson  and  Dawn,  incurring  additional  transportation  expense  to  deliver  production  to  these  markets  (see  “Transportation  Expense”).  Our  Chicago  and  Ventura contracts are netback arrangements where the Corporation incurs a fixed differential with the net amount  being recorded to revenue.  The following table outlines the Corporation’s 2022 forward‐looking natural gas market exposure, and 2021 actual  natural gas market exposure, excluding hedging.  2022(2)  2021  Effective   production   (MMcf/d)(1)  132.6   43.1   4.5   75.1   17.1   15.0   287.4(3)  Percentage of Natural  Gas Production  (%)  46  15  2  26  6  5  100  Effective   production  (MMcf/d) (1)  101.6   25.3   6.7   72.8   48.3   15.0   269.7   Percentage of Natural  Gas Production  (%)  38  9  2  27  18  6  100  Sales Markets  AECO  Empress  Emerson  Dawn  Chicago  Ventura  Total  (1) (2) (3) All volumes contracted converted to Mcf on the basis of 1 Mcf = 1.055056 GJ and 1 Mcf = 1 MMbtu.  Natural gas market exposure based on contracts in‐place at December 31, 2021.  Represents the midpoint of our 2022 guidance for natural gas production volumes (see New Release dated December 6, 2021).  Advantage Energy Ltd. - 18                                         Natural gas and liquids sales  ($000, except as otherwise indicated)  Crude oil   Condensate  NGLs  Liquids  Natural gas  Natural gas and liquids sales      per boe  Three months ended  December 31  2021  2020  6,823   8,940   12,629   28,392   130,863   159,255   36.11  7,134   3,020   5,558   15,712   57,491   73,203   18.28  %  Change  (4)  196  127  81  Year ended  December 31  2021  31,209   25,226   44,423   100,858   2020  23,096   12,085   18,080   53,261   %  Change  35  109  146  89  128  118  98  391,177   191,824   492,035   27.26  245,085   14.91  104  101  83  Natural Gas and Liquids Sales ) s n o i l l i m $ ( $64.2  23% 77% $47.6  16% 84% $60.1  25% 75% $73.2  21% 79% $99.4  $99.1  22% 22% 78% 78% $159.3  18% $134.4  21% 82% 79% Q1 20 Q2 20 Q3 20 Q4 20 Q1 21 Q2 21 Q3 21 Q4 21 Natural gas sales (% of Total) Liquids sales (% of Total) Total  ($ millions) Natural gas and liquids sales for the three months and year ended December 31, 2021, increased by $86.1 million or  118% and $247.0 million or 101%, respectively, compared to the same corresponding periods of 2020.  For the year ended December 31, 2021, natural gas sales increased by $199.4 million or 104%, compared to 2020,  due to an 84% increase in realized gas prices (see “Commodity Prices and Marketing”), accompanied with an 11%  increase in natural gas production volumes (see “Production”). Liquids sales increased by $47.6 million, or 89%, due  to  an  86%  increase  in  realized  liquids  prices  (see  “Commodity  Prices  and  Marketing”),  accompanied  with  a  2%  increase in liquids production volumes (see “Production”).  For the three months ended December 31, 2021, natural gas sales increased by $73.4 million or 128%, compared to  the  corresponding  period  in  2020,  due  to  a  104%  increase  in  realized  gas  prices  (see  “Commodity  Prices  and  Marketing”), accompanied with a 12% increase in natural gas production volumes (see “Production”). Fourth quarter  liquids sales increased by $12.7 million, or 81%, due to an 88% increase in realized liquids prices (see “Commodity  Prices and Marketing”), offset by a 4% decrease in liquids production volumes (see “Production”).  Advantage Energy Ltd. - 19                                               Financial Risk Management   The Corporation’s financial results and condition are impacted primarily by the prices received for natural gas, crude  oil, condensate and NGLs production. Natural gas, crude oil, condensate and NGLs prices can fluctuate widely and  are  determined  by  supply  and  demand  factors,  including  available  access  to  transportation,  weather,  general  economic conditions in consuming and producing regions and political factors. Additionally, certain commodity prices  are transacted and denominated in US dollars. Advantage has been proactive in commodity risk management for the  purposes of reducing the volatility of cash provided by operating activities that supports our Montney development  by diversifying sales to different physical markets and entering into financial commodity, foreign exchange derivative  contracts. Advantage’s Credit Facilities (as defined herein) allow us to enter fixed price derivative contracts on up to  75% of total estimated production over the first three years and up to 50% over the fourth and fifth years. In addition,  the Credit Facilities allow us to enter basis swap arrangements to any natural gas price point in North America for up  to 100,000  mmbtu/d with a  maximum  term of seven years. Basis swap arrangements are excluded from hedged  production limits.  The Corporation enters into financial risk management derivative contracts to manage the Corporation’s exposure  to commodity price risk, foreign exchange risk and interest rate risk.  A summary of realized and unrealized derivative  gains and losses for the three months and year ended December 31, 2021, and 2020 are as follows:  Realized gains (losses) on derivatives    Natural gas     Crude oil     Foreign exchange    Interest rate     Total  Unrealized gains (losses) on derivatives    Natural gas     Crude oil     Natural gas embedded derivative     Foreign exchange    Interest rate    Total  Gains (losses) on derivatives    Natural gas     Crude oil     Natural gas embedded derivative    Foreign exchange    Interest rate    Total  Three months ended  December 31  2021  2020  Year ended  December 31  2021  2020  (30,646)  (6,489)  218   (171)  (37,088)  49,607   5,831   28,957   (67)  171   84,499   18,961   (658)  28,957   151   ‐   47,411   (4,805)  1,532   475   (151)  (2,949)  27,023   (4,097)  3,394   1,942   39   28,301   22,218   (2,565)  3,394   2,417   (112)  25,352   (58,909)  (17,353)  2,368   (684)  (74,578)  16,480   2,074   54,305   (4,525)  666   69,000   (42,429)  (15,279)  54,305   (2,157)  (18)  (5,578)  (12,148)  7,121   696   (309)  (4,640)  1,354   (776)  3,394   3,015   (802)  6,185   (10,794)  6,345   3,394   3,711   (1,111)  1,545   Advantage Energy Ltd. - 20                                                           Financial Risk Management (continued)  Natural gas  For the three months and year ended December 31, 2021, Advantage realized net losses on natural gas derivatives  of $30.6 million and $58.9 million, respectively, due to the settlement of contracts with average derivative contract  prices  that  were  below  average  market  prices.  During  the  year  ended  December  31,  2021,  the  Corporation  took  advantage  of  periods  of  significant  widening  of  the  AECO/Henry  Hub  basis  and  unwound  positions  of  the  Corporation’s AECO/Henry Hub differential basis swaps for proceeds of $1.1 million. The Corporation would have  incurred an additional $0.5 million in realized losses for the year ended December 31, 2021 if the positions were not  unwound.  For the three months and year ended December 31, 2021, Advantage recognized a net unrealized gain on natural gas  derivatives of $49.6 million and $16.5 million, respectively. For the three months and year ended December 31, 2021,  the change in the fair value of our outstanding derivative contracts was due to the Corporation prudently unwinding  a portion of our AECO/Henry Hub basis differential contracts, accompanied with the timing of 2021 fixed AECO and  Henry Hub contracts concluding, while entering new Henry Hub fixed contracts at increased prices.  Crude oil  For the three months and year ended December 31, 2021, Advantage realized net losses on crude oil derivatives of  $6.5 million and $17.4 million, respectively, due to the settlement of contracts with average derivative contract prices  that were below average market prices as a result of the increase in WTI prices in 2021. For the three months and  year ended December 31, 2021, Advantage recognized a net unrealized gain on crude oil derivatives of $5.8 million  and $2.1 million, respectively. The increased valuation of our crude oil derivative contracts is due to timing of 2021  contracts concluding, while entering new crude oil contracts that have increased fixed WTI prices.  Natural gas embedded derivative  During the year ended December 31, 2020, Advantage entered into a long‐term gas supply agreement under which  Advantage will supply 25,000 MMbtu/d of natural gas for a 10‐year period, commencing in early 2023. Commercial  terms of the agreement are based upon a spark‐spread pricing formula, providing Advantage exposure to PJM power  prices, back‐stopped with a natural gas price collar. The contract contains an embedded derivative as a result of the  spark‐spread pricing formula and the natural gas price collar. The Corporation defined the host contract as a natural  gas sales arrangement with a fixed price of US $2.50/MMbtu. The Corporation will have unrealized gain (losses) on  the embedded derivative based on movements in the forward curve for PJM power prices. The Corporation will not  have realized gains (losses) on the embedded derivative until the Corporation begins delivering natural gas in 2023.   For the year ended December 31, 2021, the Corporation’s embedded derivative resulted in an unrealized gain on the  natural gas embedded derivative of $54.3 million as a result of strengthening PJM power prices.   Foreign exchange   For the three months and year ended December 31, 2021, Advantage realized a gain on foreign exchange derivatives  of $0.2 million and $2.4 million, respectively, while recognizing an unrealized loss of $2.2 million. The $2.2 million  unrealized loss is a result of the value of the Canadian dollar being higher than the Corporation’s average hedged  foreign exchange rate position at December 31, 2021.  Interest rate  For the three months and year ended December 31, 2021, Advantage realized losses on interest rate derivatives of  $0.2  million  and  $0.7  million,  respectively,  while  recognizing  unrealized  gains  of  $0.2  million  and  $0.7  million,  respectively. The $0.7 million unrealized gain is a result of interest rates being lower than the Corporation’s average  hedged interest rate position at December 31, 2021.  Advantage Energy Ltd. - 21     Financial Risk Management (continued)  The fair value of derivative assets and liabilities is the estimated value to settle the outstanding contracts as at a point  in time. As such, unrealized derivative gains and losses do not impact adjusted funds flow and the actual gains and  losses realized on eventual cash settlement can vary materially due to subsequent fluctuations in commodity prices,  foreign exchange rates and interest rates as compared to the valuation assumptions. Remaining derivative contracts  will settle between January 1, 2022 and December 31, 2024, apart from the Corporation’s natural gas embedded  derivative which is expected to be settled between the years 2023 and 2033.  As at December 31, 2021 and February 24, 2022, the Corporation had the following commodity, interest rate and  foreign exchange derivative contracts in place:  Description of Derivative                          Term      Volume            Price  Natural gas ‐ AECO  Fixed price swap  November 2021 to March 2022  4,739 Mcf/d    Cdn $4.48/Mcf  Natural gas ‐ Henry Hub NYMEX  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  November 2021 to March 2022  April 2022 to October 2022  April 2022 to October 2022  November 2022 to March 2023  April 2023 to October 2023  55,000 Mcf/d  55,000 Mcf/d  50,000 Mcf/d  85,000 Mcf/d  25,000 Mcf/d    US $3.44/Mcf    US $3.62/Mcf    US $4.54/Mcf (1)    US $4.67/Mcf (1)    US $3.35/Mcf (1)  Natural gas ‐ AECO/Henry Hub Basis Differential  Basis swap  November 2022 to December 2024  40,000 Mcf/d    Henry Hub less US $1.19/Mcf  Crude oil ‐ WTI NYMEX  Fixed price swap  January 2022 to June 2022  500 bbls/d    US $75.00/bbl   Description of Derivative                              Term   Notional Amount             Rate  One‐month bankers’ acceptance – CDOR  Fixed interest rate swap  Fixed interest rate swap             April 2020 to March 2022             April 2020 to March 2022    $ 100,000,000        $ 75,000,000               0.83%               0.79%  Forward rate ‐ CAD/USD  Average rate currency swap  Average rate currency swap  February 2021 to January 2023  Average rate currency swap  Average rate currency swap  August 2021 to July 2022  Average rate currency swap  March 2022 to February 2023  June 2020 to May 2022  June 2021 to May 2023  US $ 2,000,000/month  US $ 750,000/month  US $ 2,000,000/month  US $ 1,000,000/month  US $ 1,500,000/month  1.3495         1.2850   1.2025  1.2499  1.2719 (1)  (1) Contract entered into subsequent to December 31, 2021.  Advantage Energy Ltd. - 22                       Royalty Expense    Three months ended  December 31  2021  2020  Royalty expense ($000)    per boe   Royalty rate (%)(1)  (1) Percentage of natural gas and liquids sales.   8,928   2.02   5.6  %  Change  191  162  3,067  0.77   4.2  1.4  Year ended  December 31  2021  2020  27,530   1.53   5.6  %  Change  163  139  10,474  0.64   4.3  1.3  Advantage pays royalties to the owners of mineral rights from which we have mineral leases. The Corporation has  mineral leases with provincial governments, individuals and other companies. Our current average royalty rates are  determined  by  various  royalty  regimes  that  incorporate  factors  including  well  depths,  completion  data,  well  production rates, and commodity prices. Royalties also include the impact of Gas Cost Allowance (“GCA”) which is a  reduction of royalties payable to the Alberta Provincial Government (the “Crown”) to recognize capital and operating  expenditures  incurred  by  Advantage  in  the  gathering  and  processing  of  the  Crown’s  share  of  our  natural  gas  production.  Royalty expense for the three months and year ended December 31, 2021 increased by $5.9 million and $17.1 million,  respectively, increases of 191% and 163%. The increase in royalty expense for each period was largely due to higher  natural gas royalties from the significant increase in AECO natural gas prices.  Operating Expense  Operating expense ($000)       per boe   Three months ended  December 31  2021  12,870  2.92  2020  10,750  2.68  %  Change  20  9  Year ended  December 31  2021  44,893  2.49  2020  40,005  2.43  %  Change  12%  2%  Operating  expense  for  the  three  months  and  year  ended  December  31,  2021  increased  by  $2.1  million  and  $4.9  million, respectively, increases of 20% and 12%. For the three months ended December 31, 2021, the Corporation  had an increase in operating expense largely due to the 10% increase in total production and additional cost required  to maintain production and infrastructure during the period of severe cold weather that occurred in the quarter. For  the year ended December 31, 2021, operating expense increased relative to the 10% increase in total production, as  there were no significant changes in operating expense per boe when compared to 2020.  Advantage  expects  2022  annual  operating  expense  per  boe  to  remain  consistent  at  $2.45/boe  (see  “Corporate  Update”). Advantage Energy Ltd. - 23                                 Transportation Expense  Natural gas ($000)  Liquids ($000)  Total transportation expense ($000)       per boe  Three months ended  December 31  2021  2020  18,019  1,749  19,768  4.48  13,266  1,222  14,488  3.62  %  Change  36  43  36  24  Year ended  December 31  2021  2020  64,876  5,564  70,440  3.90  49,414  6,403  55,817  3.39  %  Change  31  (13)  26  15  Transportation expense represents the cost of transporting our natural gas and liquids production to the sales points,  including associated fuel costs. Transportation expense for the three months and year ended December 31, 2021  increased by $5.3 million and $14.6 million, respectively, increases of 36% and 26%. The increase in transportation  expense for both periods was largely due to the Corporation having additional transportation associated with physical  deliveries to Dawn, Empress and Emerson that began in November of 2020, accounting for $12.0 million of the yearly  increase in natural gas transportation when compared to 2020. (see “Commodity Prices and Marketing”). Production  transported to these markets generally results in premium realized prices as experience by the Corporation in 2021.  In addition, the Corporation also incurred higher NGTL fuel costs tied to the increase in AECO, accounting for $2.9  million of the yearly increase when compared to 2020.  Advantage expects 2022 annual transportation expense per boe to increase to $4.35/boe (see “Corporate Update”),  largely due expected NGTL toll increases, accompanied with additional firm Empress service beginning in April 2022.  Operating Netback  Natural gas and liquids sales   Realized losses on derivatives   Royalty expense  Operating expense  Transportation expense  Operating netback (1)  Natural gas and liquids sales   Realized losses on derivatives   Royalty expense  Operating expense  Transportation expense  Operating netback (1)  Three months ended  December 31  2021  2020  $000  159,255   (37,088)  (8,928)  (12,870)  (19,768)  80,601  per boe  $000  per boe  36.11   (8.41)  (2.02)  (2.92)  (4.48)  18.28   73,203   (2,949)  (3,067)  (10,750)  (14,488)  41,949   Year ended  December 31  18.28   (0.74)  (0.77)  (2.68)  (3.62)  10.47   2021  2020  $000  492,035   (74,578)  (27,530)  (44,893)  (70,440)  274,594   per boe  27.26   (4.13)  (1.53)  (2.49)  (3.90)  15.21   $000  245,085   (4,640)  (10,474)  (40,005)  (55,817)  134,149   per boe  14.91   (0.28)  (0.64)  (2.43)  (3.39)  8.17   (1) Specified financial measure which may not be comparable to similar specified financial measures used by other entities. Please see  "Specified Financial Measures ".  Advantage Energy Ltd. - 24                             Operating Netback (continued)  For the three months and year ended December 31, 2021, Advantage’s operating netback increased by 92% and  105%, respectively, or $7.81/boe and $7.04/boe. The increase in the Corporation’s operating netback per boe for  both periods was primarily due to the increase in natural gas and liquids sales as a result of significantly increased  natural gas and crude oil benchmark prices (see “Commodity Prices and Marketing”). This increase was partially offset  by realized losses on derivatives similarly due to significantly increased natural gas and crude oil benchmark prices  (see “Financial Risk Management“).  General and Administrative Expense  General and administrative expense ($000)       per boe   Employees at December 31  Three months ended  December 31  2021  2020  4,940  1.12  4,416  1.10  %  Change  12  2  Year ended  December 31  2021  2020  19,860  1.10  42  11,315  0.69  39  %  Change  76  59  8  General and administrative (“G&A”) expense for the three months and year ended December 31, 2021 increased by  $0.5 million and $8.5 million, respectively, increases of 12% and 75%.  For the year ended December 31, 2021, the  Corporation’s G&A increased primarily due to the higher valuation of the Deferred Share Units liability included in  G&A which is revalued each reporting period, accounting for $4.1 million of the G&A increase when compared to  2020 as a result of the 333% increase in share price. Additionally, Advantage had an increase of $1.9 million in G&A  expense  incurred  under  the  cash‐based  performance  award  incentive  plan  when  compared  to  2020  (see  “Share‐ based Compensation”). The remaining G&A increase is primarily a result of increased staffing levels in 2021.  Share‐based Compensation  Share‐based compensation ($000)  Capitalized ($000)  Share‐based compensation expense ($000)          per boe   Three months ended  December 31  2021  1,761   (561)  1,200   0.27  2020  1,973   (689)  1,284   0.32  %  Change  (11)  (19)  (7)  (16)  Year ended  December 31  2021  2020  6,104   (2,051)  4,053   0.22  8,108   (2,830)  5,278   0.32  %  Change  (25)  (28)  (23)  (31)  The Corporation’s long‐term compensation plan to employees consists of a balanced approach between a cash‐based  performance award incentive  plan (see “General and Administrative  Expense”) and a share‐based  Restricted and  Performance  Award  Incentive  Plan.  Under  the  Corporation’s  restricted  and  performance  award  incentive  plan,  Performance Share Units are granted to service providers of Advantage which cliff vest after three years from grant  date.  Capitalized  share‐based  compensation  is  attributable  to  personnel  involved  with  the  development  of  the  Corporation’s capital projects.  The Corporation recognized $1.2 million and $4.1 million of share‐based compensation expense during the three  months and year ended December 31, 2021, respectively, and capitalized $0.6 million and $2.1 million, respectively.  For the year ended December 31, 2021, total share‐based compensation decreased by 25%, as a result of current  grants  of  long‐term  compensation  being  balanced  between  50%  Performance  Share  Units  and  50%  Performance  Awards (see “General and Administrative Expense”) rather than entirely share‐based compensation. Additionally, in  the second quarter of 2021, certain Performance Share Units were settled in cash as opposed to common shares,  resulting in a reclassification between share‐based compensation and G&A of approximately $0.7 million.  Advantage Energy Ltd. - 25                           Finance Expense  Cash finance expense ($000)       per boe   Accretion expense ($000)  Total finance expense ($000)       per boe  Three months ended  December 31  2021  2020  4,434  1.01  251  4,685  1.06  5,795  1.45  225  6,020  1.50  %  Change  (24)  (30)  (12)  (22)  (29)  Year ended  December 31  2021  2020  19,910  1.10  1,108  21,018  1.16  18,173  1.11  797  18,970  1.15  %  Change  10  (1)  39  11  1  Advantage realized lower cash finance expense during the three months ended December 31, 2021 as a result of  decreased average outstanding bank indebtedness when compared to the same period in 2020. Advantage’s bank  indebtedness interest rates are primarily based on short‐term bankers’ acceptance rates plus a stamping fee and  determined by net debt to the trailing four quarters Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization  (“EBITDA”) ratio as calculated pursuant to our Credit Facilities. Advantage realized higher cash finance expense during  the year ended December 31, 2021, due to the 15‐year volume commitment agreement in the Glacier Gas Plant  which is treated as a financing transaction. Payments relating to the financing liability began July 1, 2020, and the  Corporation incurred $8.8 million in interest expense associated with these payments for the year ended December  31, 2021.   The Corporation’s Credit Facilities are exposed to interest rate risk. Interest rate risk is the risk that future cash flows  will fluctuate as a result of changes in market interest rates. Management has been proactive in entering into interest  rate derivative contracts for the purposes of reducing the volatility of interest. The Corporation has a $175 million  notional amount of fixed interest rate swaps covering April 2020 to March 2022 at a weighted average fixed rate of  0.81%. See “Financial Risk Management” for a summary of realized and unrealized interest rate derivative gains and  losses. Depreciation and Impairment Expense (Recovery)  Depreciation expense ($000)       per boe   Impairment expense (recovery) ($000)  Three months ended  December 31  2021  25,998  5.89  (340,653)  2020  25,224  6.30  ‐  %  Change  3  (7)  nm  Year ended  December 31  2021  106,786  5.92  (340,653)  2020  110,896  6.74  361,000  %  Change  (4)  (12)  nm  The decrease in depreciation expense during 2021 was attributable to a lower net book value associated with the  Corporation’s natural gas and liquids properties subsequent to booking an impairment in the first quarter of 2020,  offset by increased production in 2021 (see “Production).   For the three months ended December 31, 2021, the Corporation identified an indicator of impairment recovery as  a  result  of  a  recovery  in  forward  commodity  prices  for  natural  gas  and  crude  oil.  The  Corporation  performed  an  impairment  reversal  test  on  the  Corporation’s  previously  impaired  Greater  Glacier  (“Cash  Generating  Unit”)  CGU  using after‐tax discounted future cash flows of proved and probable reserves, utilizing a discount rate of 10%, which  resulted in a full impairment recovery of $340.7 million (net of depreciation).  Advantage Energy Ltd. - 26                 Taxes  Income tax expense (recovery) ($000)  Effective tax rate (%)  Three months ended  December 31  2021  108,890  23.2  2020  9,138  27.4  %  Change  nm  Year ended  December 31  2021  121,092  22.7  2020  (83,270)  22.7  %  Change  nm  Deferred income taxes arise from differences between the accounting and tax bases of our assets and liabilities. For  the year ended December 31, 2021, the Corporation recognized a deferred income tax expense of $121.1 million.  The expense for the year ended December 31, 2021 is a result of generating income before taxes and non‐controlling  interest of $411.4 million which was largely driven by the $340.7 million impairment recovery recognized in the fourth  quarter. As at December 31, 2021, the Corporation had a deferred income tax liability of $96.3 million.   The estimated tax pools available at December 31, 2021 are as follows:  ($ millions)   Canadian development expenses  Canadian exploration expenses  Canadian oil and gas property expenses  Non‐capital losses  Undepreciated capital cost  Capital losses  Scientific research and experimental development expenditures  Other  199.9   68.0   12.8   727.6   213.4   146.6   32.6   6.5   1,407.4   Net Income (Loss) and Comprehensive Income (Loss) attributable to Advantage shareholders   Net income (loss) and comprehensive  income (loss) attributable to Advantage  shareholders ($000)     per share ‐ basic     per share ‐ diluted  Three months ended  December 31  2021  2020  %  Change  Year ended  December 31  2021  2020  %  Change  360,035   1.90   1.81   24,168   0.13   0.12   nm  nm  nm  411,523   2.17   2.07   (284,045)  (1.51)  (1.51)  nm  nm  nm  Advantage recognized net income attributable to Advantage shareholders of $360.0 million and $411.5 million for  the three  months and year ended December 31, 2021, respectively. For the  year ended  December 31, 2021, net  income  and  comprehensive  income  attributable  to  Advantage  shareholders  was  higher  when  compared  to  2020  largely due to the non‐cash impairment recovery of $340.7 million offset by a deferred tax expense of $121.1 million. Additionally, the Corporation had increased unrealized gains on derivatives compared to the same periods of 2020  due to the increase in the embedded derivative (see “Financial Risk Management ”).  Advantage Energy Ltd. - 27                                                                           Cash Provided by Operating Activities and Adjusted Funds Flow (“AFF”)  ($000, except as otherwise indicated)  Cash provided by operating activities       Expenditures on decommissioning liability       Changes in non‐cash working capital  Adjusted funds flow (1)  Adjusted funds flow per boe (1)  Adjusted funds flow per share (1)  Three months ended  December 31  2021  2020  67,464   253   3,510   71,227   16.15  0.37  30,260  610  868  31,738         7.92         0.17  Year ended  December 31  2021  223,152   1,033   10,639   234,824   13.01  1.24  2020  100,714  1,080  2,867  104,661          6.37          0.56  (1) Specified  financial  measure  which  may  not  be  comparable  to  similar  specified  financial  measures  used  by  other  entities.  Please  see  "Specified Financial Measures".  Change in Adjusted Funds Flow(3) (Year ended December 31, 2021) Increase Decrease $223.0  ) s n o i l l i m $ ( $23.9  $104.7  $69.9  $14.6  $17.1  $4.9  $8.5  $1.7  $234.8  (1) (2) (3) The change in natural gas and liquids sales related to the change in production is determined by multiplying the prior period realized  price by current period production.   Finance expense excludes accretion of decommissioning liability.   Specified  financial  measure  which  may  not  be  comparable  to  similar  specified  financial  measures  used  by  other  entities.  Please  see   "Specified Financial Measures".  For the three months and year ended December 31, 2021, Advantage realized cash provided by operating activities  of $67.5 and $223.2 million, respectively, increases of $37.2 million and $122.4 million when compared to the same  periods of 2020. After adjusting for or non‐cash changes in working capital and expenditures on decommissioning  liability, the Corporation realized adjusted funds flow of $71.2 million and $234.8 million, increases of $39.5 million  and $130.2 million when compared to the same periods of 2020. The increase in cash provided by operating activities  and adjusted funds flow for the three months and year ended December 31, 2021 was largely due to the increase in  natural gas and liquids sales as a result of both significantly higher natural gas and crude oil benchmark prices and  increased total production (see “Commodity Prices and Marketing” and “Production”). This increase was partially  offset by increased realized losses on derivatives (see “Financial Risk Management“).  Advantage Energy Ltd. - 28           Cash Used in Investing Activities and Net Capital Expenditures ($000)  Drilling, completion and workovers  Well equipping and facilities   Property acquisitions  Other  Expenditures on property, plant and equipment   Expenditures on exploration and evaluation assets  Expenditures on intangible assets  Net capital expenditures (1)  Changes in non‐cash working capital  Project funding received  Cash used in investing activities  Three months ended  December 31  2021  2020  44,509   13,132   72   22   57,735   323   326   58,384   (13,431)  (14)  44,939   25,584   5,998   ‐   778   32,360   30   ‐   32,390   4,935   ‐   37,325   Year ended  December 31  2021  114,697   31,912   1,545   81   148,235   677   491   149,403   (11,564)  (20,057)  117,782   2020  73,768   82,213   ‐   971   156,952   983   ‐   157,935   686   ‐   158,621   (1) Specified  financial  measure  which  may  not  be  comparable  to  similar  specified  financial  measures  used  by  other  entities.  Please  see  "Specified Financial Measures".  $93.6  1% Cash Used in Investing Activities and Net Capital Expenditures 63% ) s n o i l l i m $ ( $65.2  36% $44.9  $10.7  $32.4  2% $21.3  30% $37.3  19% 79% 100% $11.2  70% $58.4  1% 23% $37.2  25% 75% $15.1  $31.4  1% $22.5  7% $20.8  23% 70% $36.9  14% 85% $44.9  76% Q2 20 Q1 20 Cash used in investing activities ($ millions) Well equipping and facilities (% of Total) Net capital expenditures  ($ millions) Q3 20 Q4 20 Q1 21 Q2 21 Q3 21 Q4 21 Drilling, completion and workovers (% of Total) Exploration and evaluation assets & other (% of Total) Advantage invested $58.4 million and $149.4 million on property, plant, and equipment, exploration and evaluation  assets  and  intangible  assets  during  the  three  months  and  year  ended  December  31,  2021.  On  August  31,  2021,  Advantage announced an increase in our 2021 capital program by $20 million to a guidance range of $140 million to  $150  million  (see  New  Release  dated  August  31,  2021).  The  additional  capital  optimized  fourth  quarter  2021  operational continuity and is delivering higher production into the winter markets.   Advantage Energy Ltd. - 29                   Cash Used in Investing Activities and Net Capital Expenditures (continued)  Advantage continued its focus on natural gas development at Glacier and natural gas and liquids development at  Valhalla through much of 2021, with the drilling program shifting to oil development in Wembley during the fourth  quarter of 2021.   Glacier   Advantage’s foundational Glacier gas property has been the focus of our 2021 capital program with 20 gross (17.4  net) wells drilled and 27 gross (24.4 net) wells completed. Drilling performance resulted in the average time from  spud to rig release being 9.1 days. Well performance has also been exceptional with the 22 gross (21.4 net) wells  placed on production in 2021 achieving an average, peak IP30 rate of 9840 Mcf/d, despite being choked back to  minimize erosional risks and impacts on existing wells.  Valhalla  Advantage  drilled  2  gross  (2.0  net)  wells  in  Valhalla  during  2021.  These  wells  were  completed  and  brought  on  production during the third quarter. The wells initial 30‐day average production rates were 2,410 boe/d (consisting  of 10.3 MMcf/d natural gas and 693 bbls/d condensate) and 1,995 boe/d (consisting of 9.4 MMcf/d natural gas, 426  bbls/d condensate), at 29% and 21% liquids, respectively (raw volumes measured at wellsite separator). Both wells  are flowing through Advantage infrastructure to our Glacier facility. The wells confirm Management’s view that the  Valhalla asset will play a critical role in the Corporation's liquids‐rich gas development plan.  Wembley/ Progress  At Wembley, development of this oil‐weighted property resumed in the fourth quarter of 2021 and continues in the  first quarter of 2022. Six wells being drilled will be completed during first quarter of 2022 and placed on production  in the second quarter of 2022.  Corporate   In the first half of 2021, Advantage closed two complementary asset acquisitions consisting of 12.4 net sections of  highly prospective Doig/Montney rights contiguous to our existing land base. This increases our Doig/Montney land  position to 228 net sections (145,920 net acres) and enhances our inventory of drill locations for  gas and liquids‐rich  wells. The acquisitions were facilitated by Advantage’s dominant infrastructure position in the area. Total production  of the assets was 130 boe/d (0.8 MMcf/d natural gas and 5 bbls/d NGLs), which was already tied into Advantage’s  Glacier Gas Plant.  As of December 31, 2021, Advantage has incurred $20 million of cost related to the construction of the Phase 1 CCS  project  which  was  offset  by  funding  from  the  Government  of  Alberta’s  Industrial  Energy  Efficiency  and  Carbon  Capture Utilization and Storage Program.   Entropy Inc. During the year, Entropy incurred $0.5 million in net capital expenditures related to the Corporation’s technology  development  program  at  the  University  of  Regina’s  Clean  Energy  Technologies  Research  Institute  for  the  development and testing of proprietary carbon capture solvents.  Advantage Energy Ltd. - 30             Commitments and Contractual Obligations  The  Corporation  has  commitments  and  contractual  obligations  in  the  normal  course  of  operations.  Such  commitments include operating costs for our head office lease, natural gas processing costs associated with third‐ party facilities, and transportation costs for delivery of our natural gas and liquids (crude oil, condensate and NGLs)  production to sales points. Although such commitments are required to ensure our production is delivered to sales  markets,  Advantage actively manages our portfolio  of commitments in conjunction with our future development  plans and to ensure we are properly diversified to multiple markets. Contractual obligations comprise those liabilities  to third parties incurred for the purpose of financing Advantage’s business and development, including our bank  indebtedness.  The  following  table  is  a  summary  of  the  Corporation’s  remaining  commitments  and  contractual  obligations.  Advantage has no guarantees or off‐balance sheet arrangements other than as disclosed.  ($ millions)  Building operating cost (1)  Processing  Transportation  Total commitments  Performance Awards  Lease liability  Financing liability  Bank indebtedness (2)         ‐ principal                     ‐ interest  Total contractual obligations  Total future payments  Total  2.3  59.6  455.0  516.9  17.3  2.4  162.5  168.0  6.2  356.4  873.3  2022  0.4  5.9  65.5  71.8  5.6  0.4  12.0  ‐  5.0  23.0  94.8  Payments due by period  2025  2024  0.4  0.4  9.5  10.0  57.8  59.6  67.7  70.0  2023  0.4  7.9  62.5  70.8  6.0  0.4  12.0  168.0  1.2  187.6  258.4  5.7  0.4  12.1  ‐  ‐  18.2  88.2  ‐  0.4  12.0  ‐  ‐  12.4  80.1  2026  0.4  7.0  50.6  58.0  Beyond  0.3  19.3  159.0  178.6  ‐  0.4  12.0  ‐  ‐  12.4  70.4  ‐  0.4  102.4  ‐  ‐  102.8  281.4  (1)   Excludes fixed lease payments which are included in the Corporation’s lease liability.  (2) As at December 31, 2021 the Corporation’s bank indebtedness was governed by a credit facility agreement with a syndicate of financial  institutions. Under the terms of the agreement, the facility is reviewed semi‐annually, with the next review scheduled in May 2022. The  facility is revolving and extendible at each annual review for a further 364‐day period at the option of the syndicate. If not extended, the  credit facility is converted at that time into a one‐year term facility, with the principal payable at the end of such one‐year term.  ) s n o i l l i m $ (  70.0  60.0  50.0  40.0  30.0  20.0  10.0  ‐ $65.5  10% 47% 43% 2022 Transportation Commitments   $62.5  $59.6  17% 42% 41% 2023 20% 44% 36% 2024 $57.8  19% 45% 36% 2025 $50.6  21% 48% 31% 2026 Natural Gas Transportation Liquids Transportation Natural Gas Market Diversification Transportation Total Transportation Advantage Energy Ltd. - 31                                   Liquidity and Capital Resources  The following table is a summary of the Corporation’s capitalization structure:  ($000, except as otherwise indicated)  Bank indebtedness (non‐current)  Working capital (surplus) deficit (1)  Net debt (1)  Shares outstanding  Shares closing market price ($/share)  Market capitalization  Total capitalization   Net debt to adjusted funds flow ratio (1)  Year ended  December 31, 2021  167,345   (2,092)  165,253   190,828,976   7.41  1,414,043   1,579,296   0.7   Year ended  December 31, 2020  247,105  4,292  251,397  188,112,797  1.71  321,673  573,070  2.4   (1) Specified financial measure which may not be comparable to similar specified financial measures used by other entities. Please see  "Specified Financial Measures".  As at December 31, 2021, Advantage had a $350 million Credit Facility of which $171.2 million or 49% was available  after deducting letters of  credit of US$9 million outstanding (see “Bank  Indebtedness, Credit Facilities  and  Other  Liabilities”). The Corporation’s adjusted funds flow was utilized to fund our capital expenditure program of $149.4  million and decrease bank indebtedness by $79.8 million with a net debt to adjusted funds flow ratio of 0.7 times.  Advantage continues to be focused on strengthening the balance sheet, maintaining a disciplined commodity risk  management  program,  and  increasing  available  liquidity  such  that  it  is  well  positioned  to  continue  successfully  executing  its  multi‐year  development  plan.  Additionally,  Advantage  has  experienced  a  significant  increase  in  its  market capitalization during 2021 when compared to December 31, 2020, which provides the Corporation flexibility  in managing its capital structure. Advantage monitors its capital structure and makes adjustments according to market conditions in an effort to meet  its  objectives  given  the  current  outlook  of  the  business  and  industry  in  general.  The  capital  structure  of  the  Corporation is composed of working capital, bank indebtedness, and share capital. Advantage may manage its capital  structure by issuing new common shares, repurchasing outstanding common shares, obtaining additional financing  through bank indebtedness, refinancing current debt, issuing other financial or equity‐based instruments, declaring  a dividend, or adjusting capital spending. The capital structure is reviewed by Management and the Board of Directors  on  an  ongoing  basis.  Management  of  the  Corporation’s  capital  structure  is  facilitated  through  its  financial  and  operational forecasting processes. Selected forecast information is frequently provided to the Board of Directors.  This  continual  financial  assessment  process  further  enables  the  Corporation  to  mitigate  risks.  The  Corporation  continues to satisfy all liabilities and commitments as they come due.  Advantage Energy Ltd. - 32                           Bank Indebtedness, Credit Facilities and Other Liabilities   As  at  December  31,  2021,  Advantage  had  bank  indebtedness  outstanding  of  $167.3  million,  a  decrease  of  $79.8  million  since  December  31,  2020.  Advantage’s  Credit  Facilities  have  a  borrowing  base  of  $350  million  that  is  collateralized by a $1 billion floating charge demand debenture covering all assets of the Corporation and has no  financial covenants (the “Credit Facilities”). Under the Credit Facilities, the Corporation must ensure at all times that  its Liability Management Rating (“LMR") as determined by the AER is not less than 2.0. The borrowing base for the  Credit Facilities is determined by the banking syndicate through an evaluation of our reserve estimates based upon  their  independent  commodity  price  assumptions.  Revisions  or  changes  in  the  reserve  estimates  and  commodity  prices can have either a positive or a negative impact on the borrowing base. In November 2021, the semi‐annual  redetermination of the Credit Facilities borrowing base was completed with no changes to the borrowing base of  $350 million, comprised of a $30 million extendible revolving operating loan facility from one financial institution and  a $320 million extendible revolving loan facility from a syndicate of financial institutions. The next annual review is  scheduled to occur in May 2022. There can be no assurance that the Credit Facilities will be renewed at the current  borrowing base level at that time.  Advantage had a working capital surplus of $2.1 million as at December 31, 2021, an increase in the surplus of $6.4  million compared to December 31, 2020 due to increased receivables tied to higher commodity prices and differences  in the timing of capital expenditures and related payments. Our working capital includes cash and cash equivalents,  trade and other receivables, prepaid expenses and deposits, trade and other accrued liabilities. Working capital varies  primarily  due  to  the  timing  of  such  items,  the  current  level  of  business  activity  including  our  capital  expenditure  program, commodity price volatility, and seasonal fluctuations. We do not anticipate any problems in meeting future  obligations as they become due as they can be satisfied with cash provided by operating activities and our available  Credit Facilities.  In 2020, Advantage closed the sale of a 12.5% interest in the Corporation’s 400 MMcf/d Glacier Gas Plant for proceeds  of $100 million (before transaction costs) and entered into a 15‐year take‐or‐pay volume commitment agreement  with the purchaser for 50 MMcf/d capacity at a fee of $0.66/Mcf. The volume commitment agreement is treated as  a financing transaction where Advantage is obligated to make fixed payments to the purchaser over the course of  the 15‐year term. The effective interest rate associated with the financing transaction is 9.1%. For the year ended  December 31, 2021, the Corporation made cash payments of $12.0 million (December 31, 2020 ‐ $6.1 million) under  the take‐or‐pay volume commitment agreement.  In  the  first  quarter  of  2021,  the  Corporation  received  a  $20.0  million  grant  under  the  Government  of  Alberta’s  Industrial  Energy  Efficiency  and  Carbon  Capture  Utilization  and  Storage  Program  to  be  utilized  solely  for  project  expenditures related to reducing carbon emissions. Advantage shall not use the funding for more than 75% of the  total project expenses, whereby any excess would result in a proportionate repayment of the project funding. As at  December 31, 2021, Advantage has incurred $20.0 million in eligible expenditures on the Phase 1 CCS project, which  is expected to be completed by the second quarter of 2022.  As at December 31, 2021, Advantage had a decommissioning liability of $62.5 million (December 31, 2020 – $60.9  million) for the future abandonment and reclamation of the Corporation’s natural gas and liquids properties. The  decommissioning liability includes assumptions in respect of actual costs to abandon and reclaim wells and facilities,  the time frame in which such costs will be incurred, annual inflation factors and discount rates. The total estimated  undiscounted, uninflated cash flows required to settle the Corporation’s decommissioning liability was $57.6 million  (December  31,  2020  –  $55.2  million),  with  56%  of  these  costs  to  be  incurred  beyond  2050.  Actual  spending  on  decommissioning  for  the  year  ended  December  31,  2021  was  $1.0  million  (December  31,  2020  –  $1.1  million).  Advantage continues to maintain an industry leading LMR of 25.6, demonstrating that the Corporation has no issues  addressing its abandonment, remediation, and reclamation obligations.   Advantage Energy Ltd. - 33 Non‐controlling interest (“NCI”)   At December 31, 2020, Advantage owned 100% of Entropy Inc., a private corporation engaged in commercializing  energy‐transition technologies.  On May 5, 2021, Entropy issued common shares to Advantage and Allardyce Bower Holdings Inc. (“ABC”) in exchange  for  intangibles  and  intellectual  property,  resulting  in  Advantage  and  ABC  owning  90%  and  10%  of  Entropy,  respectively.  Advantage consolidates 100% of Entropy and has recognized a non‐controlling interest in shareholders’  equity,  representing  the  carrying  value  of  the  10%  shareholding  of  Entropy  held  by  outside  interests.  ABC’s  contribution of intellectual property to Entropy resulted in the recognition of an intangible asset of $2.5 million.  For the year ended December 31, 2021, the net loss and comprehensive loss attributed to non‐controlling interest  was $0.2 million (December 31, 2020 ‐ nil).  Shareholders’ Equity  As at December 31, 2021, a total of 4.9 million Performance Share Units were outstanding under the Restricted and  Performance Award Incentive Plan, which represents 2.6% of Advantage’s total outstanding common shares. As at  February 24, 2022, Advantage had 190.8 million common shares outstanding.  Annual Financial Information  The following is a summary of select financial information of the Corporation for the years indicated.  Total sales ($000) (1)  Net income (loss) ($000)     Per share ‐ basic     Per share ‐ diluted  Total assets ($000)  Long‐term financial liabilities ($000) (2)  Year ended  December 31, 2021  492,035  411,354  2.17  2.07  1,994,990  260,833  Year ended  December 31, 2020  245,085  (284,045)  (1.51)  (1.51)  1,533,709  343,969  Year ended  December 31, 2019  251,279  (24,654)  (0.13)  (0.13)  1,818,454  295,624  (1) Before royalties and excludes sales of natural gas purchased from third parties.  (2) Long‐term financial liabilities are comprised of bank indebtedness and financing liability.  Advantage Energy Ltd. - 34                                             Quarterly Performance ($000, except as otherwise indicated) Financial Statement Highlights Na tura l ga s  a nd l iquids  s a les Net income (l os s ) a nd comprehens i ve i ncome (l os s )    per bas i c s ha re (2) Bas i c wei ghted a verage s hares  (000) Ca s h provided by opera ti ng acti vi ti es   Ca s h provided by (us ed i n) financi ng acti vi ties Ca s h us ed i n inves ting a ctiviti es Other Financial Highlights Adjus ted funds  fl ow (1)    per boe (1)    per bas i c s ha re (1)(2) Net ca pi tal  expenditures  (1) Free ca s h fl ow (1) Working ca pita l (s urpl us ) defi cit (1) Bank i ndebtednes s Net debt (1) Operating Highlights Production    Crude oi l  (bbls /d)    Condens a te (bbl s /d)    NGLs  (bbl s /d)    Tota l  li qui ds  producti on (bbl s /d)    Na tura l ga s  (mcf/d)    Tota l  producti on (boe/d) Avera ge pri ces  (i ncl udi ng real i zed deri va ti ves )    Na tura l ga s  ($/mcf)     Li qui ds  ($/bbl ) Operating Netback ($/boe)    Na tura l ga s  a nd l iquids  s a les    Rea l ized ga ins  (los s es ) on deri va tives    Royal ty expens e    Opera ting expens e    Trans portati on expens e Opera ting netback (1) 2021 2020 Q4 Q3 Q2 Q1 Q4 Q3 Q2 Q1 159,255 359,956 1.90 190,829 67,464 (27,423) (44,939) 71,227 16.15 0.37 58,384 12,843 2,092 167,345 165,253 816 1,012 2,524 4,352 261,530 47,940 4.17 54.70 36.11 (8.41) (2.02) (2.92) (4.48) 18.28 134,354 43,098 0.23 190,829 46,988 (26,960) (36,940) 99,053 8,725 0.04 190,501 57,134 (21,480) (20,834) 99,373 (425) 0.00 188,113 51,566 (7,548) (15,069) 63,353 46,266 53,978 13.77 0.33 31,352 32,001 (25,891) 193,828 167,937 1,038 1,002 2,684 4,724 271,804 50,025 3.48 53.42 29.19 (5.21) (1.75) (2.38) (3.86) 15.99 10.17 0.24 22,482 23,784 (24,520) 219,856 195,336 1,163 637 2,490 4,290 274,328 50,011 2.81 56.91 21.76 (2.12) (1.20) (2.21) (3.72) 12.51 12.04 0.29 37,185 16,793 (25,924) 240,428 214,504 1,395 721 2,493 4,609 271,262 49,819 3.07 53.20 22.16 (0.87) (1.13) (2.45) (3.57) 14.14 73,203 24,168 0.13 188,113 30,260 5,071 (37,325) 31,738 7.92 0.17 32,390 (652) 4,292 247,105 251,397 1,653 653 2,234 4,540 233,949 43,532 2.45 37.62 18.28 (0.74) (0.77) (2.68) (3.62) 10.47 60,063 (21,606) (0.11) 188,113 25,271 (15,436) (11,220) 23,571 5.76 0.13 21,252 2,319 9,093 241,161 250,254 1,812 605 2,312 4,729 238,315 44,448 1.81 34.59 14.69 (1.03) (0.63) (2.35) (3.12) 7.56 47,634 (20,088) (0.11) 187,901 24,357 23,492 (44,855) 17,259 4.19 0.09 10,663 6,596 3,295 354,199 357,494 2,018 627 2,001 4,646 243,749 45,271 1.72 17.56 11.56 0.23 (0.26) (2.43) (3.34) 5.76 64,185 (266,519) (1.43) 186,911 20,826 34,960 (65,221) 32,093 7.59 0.17 93,630 (61,537) 34,284 330,644 364,928 1,172 979 1,563 3,714 256,463 46,458 2.11 44.61 15.18 0.38 (0.89) (2.28) (3.50) 8.89 (1) Specified financial measure which may not be comparable to similar specified financial measures used by other entities. Please see  "Specified Financial Measures".  (2) Based on basic weighted average shares outstanding.  The table above highlights the Corporation’s performance for the fourth quarter of 2021 and for the preceding seven  quarters.  Production  decreased  through  2020  associated  with  prudent  capital  restraint  given  the  uncertain  commodity  price  environment and  the COVID‐19  pandemic.   Advantage’s second half 2020 capital  program was  focused on Glacier as natural gas prices strengthened. New natural gas production came onstream late in 2020 due  to minor equipment delays impacting the completion of new wells and a third‐party facility outage, with production  in  the  first  half  of  2021  significantly  increasing  to  50,011  boe/d  for  the  second  quarter  and  remaining  steady  at  50,025 boe/d for the third quarter of 2021. Production decreased in the fourth quarter of 2021 due to unplanned  “firm service” restrictions on TC Energy’s NGTL system.  Advantage Energy Ltd. - 35                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Quarterly Performance (continued)  Natural gas and liquids sales and adjusted funds flow was impacted by the decrease in commodity prices due to the  COVID‐19 pandemic which escalated at the end of the first quarter of 2020 and continued through the year. Natural  gas and liquids sales and adjusted funds flow increased significantly in the first through fourth quarter of 2021 as a  result of increased natural gas production accompanied with strong natural gas benchmark prices. Cash provided by  operating activities experienced greater fluctuations than adjusted funds flow due to changes in non‐cash working  capital, which primarily resulted from the amount and timing of trade payable settlements and accounts receivable  collections. The Corporation incurred a large net loss in the first quarter of 2020 due to an impairment charge which  was triggered by the COVID‐19 pandemic impact on anticipated future commodity prices due to supply and demand  outlooks.  This  impairment  charge  was  recovered  in  the  fourth  quarter  of  2021,  attributed  to  the  significant  improvement in commodity prices, resulting in a significant increase to net income in the fourth quarter. Climate change‐related risk and opportunities  Advantage is committed to positive action on emissions reduction. Advantage’s Scope 1 and 2 emissions are expected  to be reduced by approximately 20% starting in the second quarter of 2022 with the installation of the Phase I CCS  equipment at the Glacier Gas Plant with a further 40% reduction once Phase II is complete (planned for mid‐2023).  Advantage  intends  to  achieve  “net  zero”  Scope  1  and  2  emissions  as  early  as  2025.  In  order  to  accomplish  this,  Advantage’s subsidiary Entropy Inc. is pursuing a carbon capture and storage business plan that will result in negative  carbon  emissions  in  excess  of  Advantage’s  emissions,  assuming  that  appropriate  capitalization  and  commercial  agreements are achieved, and that Advantage retains a controlling ownership of Entropy. For further informational  on the Corporation’s sustainability results and targets, please view our sustainability report on the Corporation’s  website: https://www.advantageog.com/sustainability.   Capital Expenditures  Advantage has multiple capital projects planned at the Glacier Gas Plant to be constructed through its subsidiary  Entropy, that once completed, will lead to the Corporation progressing with its greenhouse gas (“GHG”) reduction  targets. Phase 1 which is currently under construction is expected to be onstream in the second quarter of 2022 and  will reduce the Corporations emissions by approximately 47,000 tonnes CO2e/year at a capital cost of $27 million.  Advantage received a grant of $20 million in 2021 under the Government of Alberta’s Industrial Energy Efficiency and  Carbon Capture Utilization and Storage Program to be used for the construction of the Phase 1 CCS project, with  Advantage providing the remaining $7 million of capital.  Phase 2 is expected to be onstream in the second quarter of 2023 and will reduce the Corporations emissions by  136,000 tonnes CO2e/year at a capital cost estimated at approximately $49 million. Upon completion of Phase 2,  Advantage will have achieved a new class of low emissions energy which the Corporation plans to market as “blue  natural gas”. Entropy is expected to incur the capital cost for the Phase 2 project.  Carbon Emissions Reporting and Taxes  All of Advantage’s production is in Alberta and governed by legislation regulating carbon emissions targets, reporting  and  taxes.  Facilities  that  exceed  100,000  tonnes  of  GHG  emissions  annually  are  subject  to  various  emission  regulations  under  the  Technology  Innovation  and  Emissions  Reduction  Regulation  (“TIER”)  for  large  industrial  emitters. The Glacier Gas Plant has been subject to TIER or predecessor regulations since 2015. Due to our Glacier  Gas Plant’s emission efficiency relative to other plants and including its carbon capture and sequestration program,  we have generated carbon credits every year through 2020 and have incurred minimal payment obligations.  Advantage Energy Ltd. - 36   Impact of the COVID‐19 Pandemic  Advantage’s business and financial condition could be materially and adversely affected by the continuing COVID ‐19  pandemic.  COVID‐19  and  variant  strains  of  the  virus  has  led  to  ongoing  uncertainty  surrounding  demand  for  commodities, leading to volatile prices and currency exchange rates. The Corporation’s operations and business are  particularly sensitive to a reduction in the demand for, and prices of crude oil, NGLs and natural gas. Additionally, the  Corporation’s operations may face challenges due to disruptions to global supply chains, labor shortages; shelter‐in‐ place declarations and quarantine orders where the Corporation has operations. The potential direct and indirect  impacts of the COVID‐19 pandemic have been considered in Management’s estimates and assumptions at period  end and have been reflected in the Consolidated Financial Statements for the year ended December 31, 2021. Critical Accounting Estimates  The preparation of financial statements in accordance with IFRS requires Management to make certain judgments  and estimates. Changes in these judgments and estimates could have a material impact on the Corporation’s financial  results and financial condition.  Management relies on the estimate of reserves as prepared by the Corporation’s independent qualified reserves  evaluator. The process of estimating reserves is critical to several accounting estimates. The process of estimating  reserves  is  complex  and  requires  significant  judgments  and  decisions  based  on  available  geological,  geophysical,  engineering  and  economic  data.  These  estimates  may  change  substantially  as  additional  data  from  ongoing  development and production activities becomes available and as economic conditions impact natural gas and liquids  prices,  operating  expense,  royalty  burden  changes,  and  future  development  costs.  Reserve  estimates  impact  net  income  (loss)  and  comprehensive  income  (loss)  through  depreciation,  impairment  and  impairment  reversals  of  natural gas and liquids properties. After tax discounted cashflows are used to ensure the carrying amount of the  Corporation’s natural gas and liquids properties are recoverable. The discount rate used is subject to judgement and  may impact the carrying value of the Corporation’s natural gas and liquids properties. The reserve estimates are also  used to assess the borrowing base for the Credit Facilities. Revision or changes in the reserve estimates can have  either  a  positive  or  a  negative  impact  on  asset  values,  net  income  (loss),  comprehensive  income  (loss)  and  the  borrowing base of the Corporation.   The Corporation’s assets are required to be aggregated into CGUs for the purpose of calculating impairment based  on  their  ability  to  generate  largely  independent  cash  inflows.  Factors  considered  in  the  classification  include  the  integration  between  assets,  shared  infrastructures,  the  existence  of  common  sales  points,  geography,  geologic  structure,  and  the  manner  in  which  Management  monitors  and  makes  decisions  about  its  operations.  The  classification of assets and allocation of corporate assets into CGUs requires significant judgment and may impact  the carrying value of the Corporation’s assets in future periods.  Advantage Energy Ltd. - 37     Critical Accounting Estimates (continued)  income  taxes  and  the  provision  for  Management’s  process  of  determining  the  provision  for  deferred  decommissioning  liability  costs  and  related  accretion  expense  are  based  on  estimates.  Estimates  used  in  the  determination  of  deferred  income  taxes  provisions  are  significant  and  can  include  expected  future  tax  rates,  expectations regarding the realization or settlement of the carrying amount of assets and liabilities and other relevant  assumptions. Estimates used in the determination of decommissioning liability cost provisions and accretion expense  are  significant  and  can  include  proved  and  probable  reserves,  future  production  rates,  future  commodity  prices,  future costs, future interest rates and other relevant assumptions. Revisions or changes in any of these estimates can  have either a positive or a negative impact on asset and liability values, net income (loss) and comprehensive income  (loss).  In accordance with IFRS, derivative assets and liabilities are recorded at their fair values at the reporting date, with  gains and losses recognized directly into comprehensive income (loss) in the same period. The fair value of derivatives  outstanding is an estimate based on pricing models, estimates, assumptions and market data available at that time.  As  such,  the  recognized  amounts  are  non‐cash  items  and  the  actual  gains  or  losses  realized  on  eventual  cash  settlement can vary materially due to subsequent fluctuations in commodity prices as compared to the valuation  assumptions. For embedded derivatives, Management assesses and determines the definition of the host contract  and the separate embedded derivative. The judgements made in determining the host contract can influence the fair  value of the embedded derivative.    In determining the lease term for leases, management considers all facts and circumstances that create an economic  incentive  to  exercise  an  extension  option,  or  not  exercise  a  termination  option.  The  assessment  is  reviewed  if  a  significant event or a significant change in circumstances occurs which affects this assessment.  Changes in Accounting Policies  There have been no changes in accounting policies during the year ended December 31, 2021.  Accounting Pronouncements not yet Adopted  A description of additional accounting standards and interpretations that will be adopted in future periods can be  found in the notes to the Consolidated Financial Statements for the year ended December 31, 2021.   Evaluation of Disclosure Controls and Procedures  Advantage’s  Chief Executive Officer and Chief Financial Officer have designed disclosure controls and  procedures  (“DC&P”),  or  caused  it  to  be  designed  under  their  supervision,  to  provide  reasonable  assurance  that  material  information relating to the Corporation is made known to them by others, particularly during the period in which the  annual filings are being prepared, and information required to be disclosed by the Corporation in its annual filings,  interim filings or other reports filed or submitted by it under securities legislation is recorded, processed, summarized  and reported within the time periods specified in securities legislation.   Management  of  Advantage,  including  our  Chief  Executive  Officer  and  Chief  Financial  Officer,  has  evaluated  the  effectiveness of the Corporation’s DC&P as at December 31, 2021. Based on that evaluation, our Chief Executive  Officer and Chief Financial Officer have concluded that the DC&P are effective as of the end of the year, in all material  respects.   Advantage Energy Ltd. - 38 Evaluation of Internal Controls over Financial Reporting  Advantage’s  Chief  Executive  Officer  and  Chief  Financial  Officer  are  responsible  for  establishing  and  maintaining  internal control over financial reporting (“ICFR”). They have designed ICFR, or caused it to be designed under their  supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of  financial statements for external purposes in accordance with IFRS. The control framework Advantage’s officers used  to design the Corporation’s ICFR is the Internal Control – Integrated Framework (2013) issued by the Committee of  Sponsoring Organizations.   Management  of  Advantage,  including  our  Chief  Executive  Officer  and  Chief  Financial  Officer,  has  evaluated  the  effectiveness of the Corporation’s ICFR as at December 31, 2021. Based on that evaluation, our Chief Executive Officer  and Chief Financial Officer have concluded that the ICFR are effective as of the end of the year, in all material respects.  Advantage’s Chief Executive Officer and Chief Financial Officer are required to disclose any change in the ICFR that  occurred  during  our  most  recent  interim  period  that  has  materially  affected,  or  is  reasonably  likely  to  materially  affect, the Corporation’s ICFR. No material changes in the ICFR were identified during the quarter ended December  31, 2021 that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our ICFR.  It should be noted that while the Chief Executive Officer and Chief Financial Officer believe that the Corporation’s  design of DC&P and ICFR provide a reasonable level of assurance that they are effective, they do not expect that the  control system will prevent all errors and fraud. A control system, no matter how well conceived or operated, does  not provide absolute, but rather is designed to provide reasonable assurance that the objective of the control system  is  met.  The  Corporation’s  ICFR  may  not  prevent  or  detect  all  misstatements  because  of  inherent  limitations.  Additionally, projections of any evaluation of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may  become  inadequate  because  of  changes  in  conditions  or  deterioration  in  the  degree  of  compliance  with  the  Corporation’s policies and procedures.  Advantage Energy Ltd. - 39 Specified Financial Measures  Throughout this MD&A and in other documents disclosed by the Corporation, Advantage discloses certain measures  to analyze financial performance, financial position, and cash flow. These non‐GAAP and other financial measures do  not have any standardized meaning prescribed under IFRS and therefore may not be comparable to similar measures  presented  by  other  entities.  The  non‐GAAP  and  other  financial  measures  should  not  be  considered  to  be  more  meaningful  than  GAAP  measures  which  are  determined  in  accordance  with  IFRS,  such  as  net  income  (loss)  and  comprehensive income (loss), cash provided by operating activities, and cash used in investing activities, as indicators  of Advantage’s performance.   Non‐GAAP Financial Measures  Adjusted Funds Flow  The Corporation considers adjusted funds flow to be a useful measure of Advantage’s ability to generate cash from  the production of natural gas and liquids, which may be used to settle outstanding debt and obligations, support  future capital expenditures plans, or return capital to shareholders. Changes in non‐cash working capital are excluded  from adjusted funds flow as they may vary significantly between periods and are not considered to be indicative of  the Corporation’s operating performance as they are a function of the timeliness of collecting receivables and paying  payables. Expenditures on decommissioning liabilities are excluded from the calculation as the amount and timing of  these expenditures are unrelated to current production and are partially discretionary due to the nature of our low  liability. A reconciliation of the most directly comparable financial measure has been provided below:  ($000)  Cash provided by operating activities     Expenditures on decommissioning liability     Changes in non‐cash working capital  Adjusted funds flow   Net Capital Expenditures  Three months ended  December 31  2021  2020  67,464   253   3,510   71,227   30,260   610   868   31,738   Year ended  December 31  2021  223,152   1,033   10,639   234,824   2020  100,714   1,080   2,867   104,661   Net capital expenditures include total capital expenditures related to property, plant and equipment, exploration  and evaluation assets and intangible assets. Management considers this measure reflective of actual capital activity  for  the  period  as  it  excludes  changes  in  working  capital  related  to  other  periods  and  excludes  cash  receipts  on  government grants. A reconciliation of the most directly comparable financial measure has been provided below:  ($000)  Cash used in investing activities     Changes in non‐cash working capital     Project funding received  Net capital expenditures  Three months ended  December 31  2021  2020  44,939  13,431  14  58,384  37,325   (4,935)  ‐   32,390   Year ended  December 31  2021  117,782   11,564   20,057   149,403   2020  158,621   (686)  ‐   157,935   Advantage Energy Ltd. - 40         Specified Financial Measures (continued)  Non‐GAAP Financial Measures (continued)  Free Cash Flow  Advantage computes free cash flow as adjusted funds flow less net capital expenditures. Advantage uses free cash  flow as an indicator of the efficiency and liquidity of Advantage’s business by measuring its cash available after net  capital  expenditures  to  settle  outstanding  debt  and  obligations  and  potentially  return  capital  to  shareholders  by  paying dividends or buying back common shares. A reconciliation of the most directly comparable financial measure  has been provided below:  ($000)  Cash provided by operating activities  Cash used in investing activities     Changes in non‐cash working capital     Expenditures on decommissioning liability     Project funding received  Free cash flow  Operating Netback  Three months ended  December 31  2021  2020  67,464   (44,939)  (9,921)  253   (14)  12,843   30,260   (37,325)  5,803   610   ‐   (652)  Year ended  December 31  2021  223,152   (117,782)  (925)  1,033   (20,057)  85,421   2020  100,714   (158,621)  3,553   1,080   ‐   (53,274)  Operating netback is comprised of sales revenue and realized gains (losses) on derivatives, net of expenses resulting  from field operations, including royalty expense, operating expense and transportation expense. Operating netback  provides Management and users with a measure to compare the profitability of field operations between companies,  development areas and specific wells. The composition of operating netback is as follows:  ($000)  Natural gas and liquids sales   Realized losses on derivatives   Royalty expense  Operating expense  Transportation expense  Operating netback  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2021  159,255   (37,088)  (8,928)  (12,870)  (19,768)  80,601  2020  73,203   (2,949)  (3,067)  (10,750)  (14,488)  41,949   2021  492,035   (74,578)  (27,530)  (44,893)  (70,440)  274,594   2020  245,085   (4,640)  (10,474)  (40,005)  (55,817)  134,149   Advantage Energy Ltd. - 41                         Specified Financial Measures (continued)  Non‐GAAP Ratios  Adjusted Funds Flow per Share  Adjusted  funds  flow  per  share  is  derived  by  dividing  adjusted  funds  flow  by  the  basic  weighted  average  shares  outstanding  of  the  Corporation.  Management  believes  that  adjusted  funds  flow  per  share  provides  investors  an  indicator of funds generated from the business that could be allocated to each shareholder's equity position.  ($000, except as otherwise indicated)  Adjusted funds flow  Weighted average shares outstanding (000)  Adjusted funds flow per share ($/share)  Adjusted Funds Flow per BOE  Three months ended  December 31  2021  71,227   190,829   0.37   2020  31,738   188,113   0.17   Year ended  December 31  2021  234,824   190,077   1.24   2020  104,661   187,761   0.56   Adjusted funds flow per boe is derived by dividing adjusted funds flow by the total production in boe for the reporting  period.  Adjusted funds flow per boe is a useful ratio that allows users to compare the Corporation’s adjusted funds  flow against other competitor corporations with different rates of production.  ($000, except as otherwise indicated)  Adjusted funds flow  Total production (boe/d)  Days in period  Total production (000 boe)  Adjusted funds flow per BOE ($/boe)  Operating netback per BOE  Three months ended  December 31  2021  2020  71,227   47,940   92   4,410   16.15   31,738   43,532   92   4,005   7.92   Year ended  December 31  2021  234,824   2020  104,661   49,445   365   18,047   13.01   44,922   366   16,441   6.37   Operating netback per boe is derived by dividing each component of the operating netback by the total production  in  boe  for  the  reporting  period.  Operating  netback  per  boe  provides  Management  and  users  with  a  measure  to  compare the profitability of field operations between companies, development areas and specific wells against other  competitor corporations with different rates of production.   ($000, except as otherwise indicated)  Operating netback  Total production (boe/d)  Days in period  Total production (000 boe)  Operating netback per BOE ($/boe)  Three months ended  December 31  2021  2020  80,600  47,940   92   4,410   18.28   41,949  43,532   92   4,005   10.47   Year ended  December 31  2021  274,593  2020  134,149  49,445   365   18,047   15.21   44,922   366   16,441   8.17   Advantage Energy Ltd. - 42                                   Specified Financial Measures (continued)  Non‐GAAP Ratios (continued)  Payout Ratio  Payout ratio is calculated by dividing net capital expenditures by adjusted funds flow. Advantage uses payout ratio  as an indicator of the efficiency and liquidity of Advantage's business by measuring its cash available after net capital  expenditures  to  settle  outstanding  debt  and  obligations  and  potentially  return  capital  to  shareholders  by  paying  dividends or buying back common shares.   ($000, except as otherwise indicated)  Net capital expenditures  Adjusted funds flow  Payout ratio  Net Debt to Adjusted Funds Flow Ratio  Three months ended  December 31  2021  2020  58,384   71,227   0.8  32,390   31,738   1.0   Year ended  December 31  2021  149,403   234,824   0.6   2020  157,935   104,661   1.5   Net debt to adjusted funds flow is calculated by dividing net debt by adjusted fund flow for the previous four quarters.  Net debt to adjusted funds flow is a coverage ratio that provides Management and users the ability to determine  how long it would take the Corporation to repay its bank indebtedness if it devoted all its adjusted funds flow to debt  repayment.  ($000, except as otherwise indicated)  Net Debt  Adjusted funds flow (prior four quarters)  Net debt to adjusted funds flow ratio  Capital Management Measures  Working capital  Year ended  December 31  2021  165,253  234,824  0.7  2020  251,397  104,661  2.4  Working capital is a capital management financial measure that provides Management and users with a  measure of  the  Corporation’s  short‐term  operating  liquidity.  By  excluding  short  term  derivatives  and  the  current  portion  of  provision  and  other  liabilities,  Management  and  users  can  determine  if  the  Corporation’s  energy  operations  are  sufficient  to  cover  the  short‐term  operating  requirements.    Working  capital    is  not  a  standardized  measure  and  therefore may not be comparable with the calculation of similar measures by other entities.  A summary of working capital as at December 31, 2021 and December 31, 2020 is as follows:  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Prepaid expenses and deposits  Trade and other accrued liabilities  Working capital surplus (deficit)  December 31  2021             25,238              54,769                3,483            (81,398)                 2,092   December 31  2020               3,279              28,491                2,021            (38,083)             (4,292)  Advantage Energy Ltd. - 43                                           Specified Financial Measures (continued)  Net Debt  Net debt is a capital management financial measure that provides Management and users with a measure to assess  the Corporation’s liquidity. Net debt is not a standardized measure and therefore may not be comparable with the  calculation of similar measures by other entities.  A summary of the reconciliation of net debt as at December 31, 2021 and December 31, 2020 is as follows:  Bank indebtedness (non‐current) (note 12)  Working capital (surplus) deficit  Net debt  Supplementary Financial Measures  Average Realized Prices  December 31  2021  167,345   (2,092)  165,253   December 31  2020  247,105   4,292  251,397  The  Corporation  discloses  multiple  average  realized  prices  within  the  MD&A  (see  “Commodity  Prices  and  Marketing”). The determination of these prices are as follows:  “Natural gas excluding derivatives”  is comprised of natural gas sales, as determined in accordance with IFRS, divided  by the Corporation’s natural gas production.  “Natural gas including derivatives” is comprised of natural gas sales, including realized gains (losses) on natural gas  derivatives, as determined in accordance with IFRS, divided by the Corporation’s natural gas production.  “Crude Oil” is comprised of crude oil sales, as determined in accordance with IFRS, divided by the Corporation’s crude  oil production.  “Condensate” is comprised of condensate sales, as determined in accordance with IFRS, divided by the Corporation’s  condensate production.  “NGLs”  is  comprised  of  NGLs  sales,  as  determined  in  accordance  with  IFRS,  divided  by  the  Corporation’s  NGLs  production.  “Total  liquids  excluding  derivatives”  is  comprised  of  crude  oil,  condensate  and  NGLs  sales,  as  determined  in  accordance with IFRS, divided by the Corporation’s crude oil, condensate and NGLs production.  “Total liquids including derivatives” is comprised of crude oil, condensate and NGLs sales, including realized gains  (losses)  on  crude  oil  derivatives  as  determined  in  accordance  with  IFRS,  divided  by  the  Corporation’s  crude  oil,  condensate and NGLs production.  Advantage Energy Ltd. - 44                         Specified Financial Measures (continued)  Dollars per BOE figures   Throughout the MD&A, the Corporation presents certain financial figures, in accordance with IFRS, stated in dollars  per boe. These figures are determined by dividing the applicable financial figure as prescribed under IRFS by  the  Corporation’s total production for the respective period. Below is a list of figures which have been presented in the  MD&A in $ per boe:   Cash finance expense per boe   Depreciation expense per boe   Finance expense per boe   General and administrative expense per boe   Natural gas and liquids sales per boe   Operating expense per boe   Realized losses on derivatives per boe   Royalty expense per boe   Share‐based compensation expense per boe   Transportation expense per boe  Sustaining Capital  Sustaining capital is management’s estimate of the net capital expenditures required to drill, complete, equip and  tie‐in new wells to existing infrastructure thereby offsetting the corporate decline rate and maintain production at  existing levels.  Conversion Ratio  The  term  “boe”  or  barrels  of  oil  equivalent  and  “Mcfe”  or  thousand  cubic  feet  equivalent  may  be  misleading,  particularly if used in isolation. A boe or Mcfe conversion ratio of six thousand cubic feet of natural gas equivalent to  one barrel of oil (6 Mcf: 1 bbl) is  based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at  the  burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead. As the value ratio between natural gas and  crude oil based on the current prices of natural gas and crude oil is significantly different from the energy equivalency  of 6:1, utilizing a conversion on a 6:1 basis may be misleading as an indication of value.  Advantage Energy Ltd. - 45                       Abbreviations  Terms and abbreviations that are used in this MD&A that are not otherwise defined herein are provided below:  bbl(s)  bbls/d  boe  boe/d  GJ  Mcf  Mcf/d  Mcfe  Mcfe/d  MMbtu  MMbtu/d    MMcf  MMcf/d      Crude oil   “NGLs" & “condensate”  Natural gas  Liquids  AECO  MSW  NGTL  WTI  CCS  MCCS  nm  ‐ barrel(s)  ‐ barrels per day  ‐ barrels of oil equivalent (6 Mcf = 1 bbl)  ‐ barrels of oil equivalent per day  ‐ gigajoules  ‐ thousand cubic feet  ‐ thousand cubic feet per day  ‐ thousand cubic feet equivalent (1 bbl = 6 Mcf)                                                   ‐ thousand cubic feet equivalent per day  ‐ million British thermal units  ‐ million British thermal units per day  ‐ million cubic feet  ‐ million cubic feet per day  ‐ Light Crude Oil and Medium Crude Oil as defined in National Instrument 51‐101  ‐ Natural Gas Liquids as defined in National Instrument 51‐101  ‐ Conventional Natural Gas as defined in National Instrument 51‐101  ‐ Total of crude oil, condensate and NGLs  ‐ a notional market point on TransCanada Pipeline Limited’s NGTL system where     the purchase and sale of natural gas is transacted  ‐ price for mixed sweet crude oil at Edmonton, Alberta  ‐ NOVA Gas Transmission Ltd.  ‐ West Texas Intermediate, price paid in U.S. dollars at Cushing, Oklahoma, for    crude oil of standard grade  ‐ Carbon Capture and Storage  ‐ Modular Carbon Capture and Storage  ‐ not meaningful information  Advantage Energy Ltd. - 46   Forward‐Looking Information and Other Advisories   This  MD&A  contains  certain  forward‐looking  statements  and  forward‐looking  information  (collectively,  "forward‐ looking statements"), which are based on our current internal expectations, estimates, projections, assumptions and  beliefs. These forward‐looking statements relate to future events or our future performance. All statements other  than statements of historical fact may be forward‐looking statements. Forward‐looking statements are often, but  not  always,  identified  by  the  use  of  words  such  as  "seek",  "anticipate",  "plan",  "continue",  "estimate",  "expect",  "may", "will", "project", "predict", "potential", "targeting", "intend", "could", "might", "should", "believe", "would"  and similar or related expressions. These statements are not guarantees of future performance.  In particular, forward‐looking statements in this MD&A include, but are not limited to, statements about our strategy,  plans, objectives, priorities and focus and the benefits to be derived therefrom; the revised guidance for 2021, and  the additional capital's ability to deliver higher production into the winter markets; the focus of Advantage's 2022  capital  program  and  its  ability  to  grow  adjusted  funds  flow  per  share,  increase  liquids  revenue  and  make  infrastructure investments that increase third‐party processing revenue or establish carbon revenue for Entropy; the  Corporation's  expected  payout  ratio;  that  the  Corporation  will  dedicate  free  cash  flow  towards  debt  reduction;  guidance for 2022 including the cash used in investing activities, average production, liquids production (% of total  production), royalty rate, operating expense, transportation expense and G&A/finance expense; that Entropy's non‐ binding financing agreement will lead to a completed financing and the anticipated timing and benefits to be derived  therefrom;  anticipated  production  rates  in  2022;  the  Corporation's  forecasted  2022  natural  gas  market  exposure  including the anticipated effective production rate; rate; the Corporation's expected number of wells to be drilled in  the first quarter of 2022 and placed on production in the second quarter of 2022; the Corporation's hedging activities  and  the  benefits  to  be  derived  therefrom;  future  commitments  and  contractual  obligations  and  the  anticipated  payments in connection therewith and the anticipated timing thereof; the Corporation's ability to ensure that it is  properly diversified to multiple markets; the terms of the Corporation's derivative contracts, including their purposes,  the timing of settlement of such contracts and the anticipated benefits to be derived therefrom; the Corporation's  anticipated 2022 annual operating expense per boe and transportation expense per boe; estimated tax pools; the  Corporation's anticipated; terms of the Corporation's Credit Facilities, including timing of the next review of the Credit  Facilities and the Corporation's expectations regarding extension of the Credit Facilities at each annual review; the  Corporation's ability to strengthen its balance sheet, maintain a disciplined commodity risk management program  and  increase  available  liquidity;  the  Corporation's  expectations  that  it  is  well  positioned  to  continue  successfully  executing  its  multi‐year  development  plan;  expectations  that  Advantage's  increase  in  market  capitalization  will  provide the Corporation with flexibility in managing its capital structure; the Corporation's strategy for managing its  capital  structure,  including  by  issuing  new  common  shares,  repurchasing  outstanding  common  shares,  obtaining  additional  financing  through  bank  indebtedness,  refinancing  current  debt,  issuing  other  financial  or  equity‐based  instruments, declaring a dividend or adjusting capital spending; the Corporation's ability to satisfy all liabilities and  commitments and meet future obligations as they become due and the means for satisfying such future obligations;  expectations  that  the  Phase  1  CCS  project  will  be  completed  by  the  second  quarter  of  2022;  the  Corporation's  anticipated reductions in Scope 1 and 2 emissions and the anticipated timing thereof; the Corporation's expectations  that it will achieve "net zero" Scope 1 and 2 emissions by 2025; the benefits to be derived from Entropy's planned  capital  projects  and  the  expectation  that  they  will  result  in  completed  CCS  projects  and  the  anticipated  timing  thereof; that the Phase 2 CCS project will come on‐stream and the anticipated benefits to be derived therefrom and  the  anticipated  timing  thereof;  the  statements  under  "critical  accounting  estimates"  in  this  MD&A;  and  other  matters.   These forward‐looking statements involve substantial known and unknown risks and uncertainties, many of which  are  beyond  our  control,  including,  but  not  limited  to,  risks  related  to  changes  in  general  economic  conditions  (including as a result of demand and supply effects resulting from the COVID‐19 pandemic and the actions of OPEC  and non‐OPEC countries) which will, among other things, impact demand for and market prices of the Corporation’s  products, market and business conditions; continued volatility in market prices for oil and natural gas; the impact of   Advantage Energy Ltd. - 47   Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  significant  declines  in  market  prices  for  oil  and  natural  gas;  stock  market  volatility;  changes  to  legislation  and  regulations and how they are interpreted and enforced; our ability to comply with current and future environmental  or other laws; actions by governmental or regulatory authorities including increasing taxes, regulatory approvals,  changes in investment or other regulations; changes in tax laws, royalty regimes and incentive programs relating to  the  oil  and  gas  industry;  the  effect  of  acquisitions;  our  success  at  acquisition,  exploitation  and  development  of  reserves; unexpected drilling results; failure to achieve production targets on timelines anticipated or at all; changes  in commodity prices, currency exchange rates, capital expenditures, reserves or reserves estimates and debt service  requirements;  the  occurrence  of  unexpected  events  involved  in  the  exploration  for,  and  the  operation  and  development of, oil and gas properties; hazards such as fire, explosion, blowouts, cratering, and spills, each of which  could result in substantial damage to wells, production facilities, other property and the environment or in personal  injury; changes or fluctuations in production levels; individual well productivity; delays in anticipated timing of drilling  and completion of wells; the number of wells to be drilled in the first quarter of 2022 and placed on production in  the second quarter of 2022 will be less than anticipated lack of available capacity on pipelines; delays in timing of  facility  installation;  potential  disruption  of  the  Corporation’s  operations  as  a  result  of  the  COVID‐19  pandemic  through  potential  loss  of  manpower  and  labour  pools  resulting  from  quarantines  in  the  Corporation’s  operating  areas,  risk  on  the  financial  capacity  of  the  Corporation's  contract  counterparties  and  potentially  their  ability  to  perform  contractual  obligations,  delays  in  obtaining  stakeholder  and  regulatory  approvals;  performance  or  achievement could differ materially from those expressed in, or implied by, the forward‐looking information; the  failure to extend the credit facilities at each annual review; competition from other producers; the lack of availability  of qualified personnel or management; ability to access sufficient capital from internal and external sources; credit  risk; that the Glacier CCS project will not come on‐stream when expected; that Advantage will not be able to achieve  "net  zero"  emissions  by  2025;  that  Entropy's  existing  planned  capital  projects  will  not  result  in  completed  CCS  projects; the price of and market for carbon credits and offsets; current and future carbon prices and royalty regimes;  that  Entropy's  non‐binding  financing  may  not  be  completed  on  the  anticipated  terms  or  at  all;  and  the  risks  and  uncertainties  described  in  the  Corporation’s  Annual  Information  Form  which  is  available  at  www.sedar.com  and  www.advantageog.com. Readers are also referred to risk factors described in other documents Advantage files with  Canadian securities authorities.  With respect to forward‐looking statements contained  in  this  MD&A, in addition  to other assumptions identified  herein, Advantage has made assumptions regarding, but not limited to: current and future prices of oil and natural  gas; the impact (and the duration thereof) that the COVID‐19 pandemic will have on (i) the demand for crude oil,  NGLs and natural gas, (ii) the supply chain, including the Corporation's ability to obtain the equipment and services  it requires, and (iii) the Corporation's ability to product, transport and/or sell its crude oil, NGLs and natural gas; that  the  current  commodity  price  and  foreign  exchange  environment  will  continue  or  improve;  conditions  in  general  economic and financial markets; effects of regulation by governmental agencies; receipt of required stakeholder and  regulatory  approvals;  royalty  regimes;  future  exchange  rates;  royalty  rates;  future  operating  costs;  availability  of  skilled labour; availability of drilling and related equipment; timing and amount of capital expenditures; the ability to  efficiently integrate assets acquired through acquisitions; the impact of increasing competition; the price of crude oil  and natural gas; that the Corporation will have sufficient cash flow, debt or equity sources or other financial resources  required  to  fund  its  capital  and  operating  expenditures  and  requirements  as  needed;  that  Entropy's  non‐binding  financing agreement will lead to a completed financing; that Entropy's planned capital projects will lead to completed  CCS projects; that the Corporation’s conduct and results of operations will be consistent with its expectations; that  the Corporation will have the ability to develop the Corporation’s crude oil and natural gas properties in the manner  currently  contemplated;  availability  of  pipeline  capacity;  that  current  or,  where  applicable,  proposed  assumed  industry conditions, laws and regulations will continue in effect or as anticipated as described herein; and that the  estimates  of  the  Corporation’s  production,  reserves  and  resources  volumes  and  the  assumptions  related  thereto  (including commodity prices and development costs) are accurate in all material respects.  Advantage Energy Ltd. - 48   Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  Management  has  included  the  above  summary  of  assumptions  and  risks  related  to  forward‐looking  information  provided in this MD&A in order to provide shareholders with a more complete perspective on Advantage's future  operations and such information may not be appropriate for other purposes. Advantage’s actual results, performance  or achievement could differ materially from those expressed in, or implied by, these forward‐looking statements and,  accordingly, no assurance can be given that any of the events anticipated by the forward‐looking statements will  transpire or occur, or if any of them do so, what benefits that Advantage will derive there from. Readers are cautioned  that the foregoing lists of factors are not exhaustive. These forward‐looking statements are made as of the date of  this  MD&A  and  Advantage  disclaims  any  intent  or  obligation  to  update  publicly  any  forward‐looking  statements,  whether as a result of new information, future events or results or otherwise, other than as required by applicable  securities laws.  This MD&A contains information that may be considered a financial outlook under applicable securities laws about  the Corporation's potential financial position, including, but not limited to, the Corporation's expected payout ratio;  the Corporation's anticipated cash used in investing activities; anticipated average production, liquids production,  royalty rate, operating expenses, transportation expenses and G&A/finance expenses in 2022; and the Corporation's  expected 2022 annual operating expense per boe and transportation expense per boe; all of which are subject to  numerous assumptions, risk factors, limitations and qualifications, including those set forth in the above paragraphs.  The actual results of operations of the Corporation and the resulting financial results will vary from the amounts set  forth in this MD&A and such variations may be material. This information has been provided for illustration only and  with respect to future periods are based on budgets and forecasts that are speculative and are subject to a variety  of contingencies and may not be appropriate for other purposes. Accordingly, these estimates are not to be relied  upon as indicative of future results. Except as required by applicable securities laws, the Corporation undertakes no  obligation to update such financial outlook. The financial outlook contained in this MD&A was made as of the date  of this MD&A and was provided for the purpose of providing further information about the Corporation's potential  future business operations. Readers are cautioned that the financial outlook contained in this MD&A is not conclusive  and is subject to change.  This  MD&A  contains  metrics  commonly  used  in  the  oil  and  natural  gas  industry  which  have  been  prepared  by  management such as “operating netback”. These terms do not have standard meaning and may not be comparable  to similar measures presented by other companies and, therefore, should not be used to make such comparisons.  Management  uses  these  oil  and  natural  gas  metrics  for  its  own  performance  measurements,  and  to  provide  shareholders  with  measures  to  compare  Advantage’s  operations  overtime.  Readers  are  cautioned  that  the  information provided by these metrics, or that can be derived from metrics presented in the MD&A, should not be  relied upon for investment or other purposes. Refer above to “Specified Financial Measures” section of this MD&A  for additional disclosure on “operating netback”.  References  in  this  MD&A  to  short‐term  production  rates  are  useful  in  confirming  the  presence  of  hydrocarbons,  however such rates are not determinative of the rates at which such wells will commence production and decline  thereafter and are not indicative of long‐term performance or of ultimate recovery. Additionally, such rates may also  include recovered "load oil" fluids used in well completion stimulation. While encouraging, readers are cautioned not  to place reliance on such rates in calculating the aggregate production of Advantage.  References to natural gas, crude oil and condensate and NGLs production in the MD&A refer to conventional natural  gas, light crude oil and medium crude oil and natural gas liquids, respectively, product types as defined in National  Instrument 51‐101.  Advantage Energy Ltd. - 49   Additional Information  Additional  information  relating  to  Advantage  can  be  found  on  SEDAR  at  www.sedar.com  and  the  Corporation’s  website at www.advantageog.com. Such other information includes the annual information form, the management  information circular, press releases, material change reports, material contracts and agreements, and other financial  reports.  The  annual  information  form  will  be  of  particular  interest  for  current  and  potential  shareholders  as  it  discusses a variety of subject matter including the nature of the business, description of our operations, general and  recent business developments, risk factors, reserves data and other oil and gas information.  February 24, 2022  Advantage Energy Ltd. - 50                                                         (Formerly, Advantage Oil & Gas Ltd.)  CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  For the years ended December 31, 2021 and 2020  Advantage Energy Ltd. - 51   Independent auditor’s report To the Shareholders of Advantage Energy Ltd. (formerly, Advantage Oil & Gas Ltd.) Our opinion In our opinion, the accompanying consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the financial position of Advantage Energy Ltd. (formerly, Advantage Oil & Gas Ltd.) and its subsidiaries (together, the “Corporation”) as at December 31, 2021 and 2020, and its financial performance and its cash flows for the years then ended in accordance with International Financial Reporting Standards (“IFRS”). What we have audited The Corporation’s consolidated financial statements comprise: • • • • • the consolidated statements of financial position as at December 31, 2021 and 2020; the consolidated statements of comprehensive income (loss) for the years then ended; the consolidated statements of changes in shareholders’ equity for the years then ended; the consolidated statements of cash flows for the years then ended; and the notes to the consolidated financial statements, which include significant accounting policies and other explanatory information. Basis for opinion We conducted our audit in accordance with Canadian generally accepted auditing standards. Our responsibilities under those standards are further described in the Auditor’s responsibilities for the audit of the consolidated financial statements section of our report. We believe that the audit evidence we have obtained is sufficient and appropriate to provide a basis for our opinion. Independence We are independent of the Corporation in accordance with the ethical requirements that are relevant to our audit of the consolidated financial statements in Canada. We have fulfilled our other ethical responsibilities in accordance with these requirements. Key audit matters Key audit matters are those matters that, in our professional judgment, were of most significance in our audit of the consolidated financial statements for the year ended December 31, 2021. These matters were addressed in the context of our audit of the consolidated financial statements as a whole, and in forming our opinion thereon, and we do not provide a separate opinion on these matters. PricewaterhouseCoopers LLP 111-5th Avenue SW, Suite 3100, Calgary, Alberta, Canada T2P 5L3 T: +1 403 509 7500, F: +1 403 781 1825 “PwC” refers to PricewaterhouseCoopers LLP, an Ontario limited liability partnership. Key audit matter How our audit addressed the key audit matter The impact of proved and probable reserves on net property, plant and equipment (“PP&E”) for the Corporation’s natural gas and liquids properties Refer to note 3 – Significant accounting policies, note 4 – Significant accounting judgments, estimates and assumptions and note 10 – Property, plant and equipment to the consolidated financial statements. The Corporation has $1,826.7 million of net natural gas and liquids properties as at December 31, 2021. Depreciation expense for these properties was $106.2 million for the year then ended. Natural gas and liquids properties are depreciated using the units-of-production method by reference to the ratio of production in the period to the related proved and probable reserves, taking into account estimated future development costs necessary to bring those reserves into production. At each reporting date, the Corporation assesses the carrying amounts of PP&E to determine whether there is any indication of impairment or impairment reversal. If any such indication exists, the asset’s recoverable amount is estimated. PP&E assets are tested for impairment or impairment reversal by comparing the carrying values to their recoverable amounts. For the purpose of impairment and impairment reversal testing of PP&E, assets are grouped into cash generating units (“CGUs”) and recoverable amounts are determined based on their fair values less costs of disposition. Management estimated the fair value less costs of disposition using the after-tax discounted future cash flows of proved and probable reserves. The proved and probable reserves are prepared by the Corporation’s independent qualified reserve evaluators (“management’s experts”). Our approach to addressing the matter included the following procedures, among others: • • The work of management’s experts was used in performing the procedures to evaluate the reasonableness of the proved and probable reserves used to determine depreciation expense and the recoverable amounts of PP&E for the Corporation’s natural gas and liquids properties. As a basis for using this work, the competence, capabilities and objectivity of management’s experts were evaluated, the work performed was understood and the appropriateness of the work as audit evidence was evaluated. The procedures performed also included evaluation of the methods and assumptions used by management’s experts, tests of the data used by management’s experts and an evaluation of their findings. Tested how management determined the recoverable amount of the Corporation’s CGUs and depreciation expense, which included the following: − − Evaluated the appropriateness of the methods used by management in making these estimates. Tested the data used in determining these estimates. − Evaluated the reasonableness of significant assumptions used by management in developing the underlying estimates, including: ○ Future commodity prices, expected production volumes, quantities of reserves, future development costs and operating costs by considering the past performance of the Corporation’s CGUs and whether these assumptions were consistent with evidence obtained in other areas of the audit. Advantage Energy Ltd. - 53 Key audit matter How our audit addressed the key audit matter ○ Future commodity prices by comparing forecasts with other reputable third party industry forecasts. ○ The discount rate, through the assistance of professionals with specialized skill and knowledge in the field of valuation. • Recalculated the units-of-production rates used to calculate depreciation expense. As at December 31, 2021, there were indicators of impairment reversal identified in the Corporation’s Greater Glacier CGU. As a result of the impairment reversal tests performed, the Corporation recognized an impairment reversal to the Greater Glacier Area CGU of $340.7 million. Significant assumptions developed by management used to determine the recoverable amount of the CGUs include future commodity prices, expected production volumes, quantities of reserves, discount rate, future development costs and operating costs. We determined that this is a key audit matter due to (i) the significant judgments made by management, including the use of management’s experts, when developing the after-tax discounted future cash flows of proved and probable reserves; (ii) a high degree of auditor judgment, subjectivity and effort in performing procedures relating to the significant assumptions; and (iii) the audit effort that involved the use of professionals with specialized skill and knowledge in the field of valuation. Other information Management is responsible for the other information. The other information comprises the Management’s Discussion and Analysis, which we obtained prior to the date of this auditor’s report and the information, other than the consolidated financial statements and our auditor’s report thereon, included in the annual report, which is expected to be made available to us after that date. Our opinion on the consolidated financial statements does not cover the other information and we do not and will not express an opinion or any form of assurance conclusion thereon. In connection with our audit of the consolidated financial statements, our responsibility is to read the other information identified above and, in doing so, consider whether the other information is materially inconsistent with the consolidated financial statements or our knowledge obtained in the audit, or otherwise appears to be materially misstated. If, based on the work we have performed on the other information that we obtained prior to the date of this auditor’s report, we conclude that there is a material misstatement of this other information, we are required to report that fact. We have nothing to report in this regard. When we read the information, other Advantage Energy Ltd. - 54 than the consolidated financial statements and our auditor’s report thereon, included in the annual report, if we conclude that there is a material misstatement therein, we are required to communicate the matter to those charged with governance. Responsibilities of management and those charged with governance for the consolidated financial statements Management is responsible for the preparation and fair presentation of the consolidated financial statements in accordance with IFRS, and for such internal control as management determines is necessary to enable the preparation of consolidated financial statements that are free from material misstatement, whether due to fraud or error. In preparing the consolidated financial statements, management is responsible for assessing the Corporation’s ability to continue as a going concern, disclosing, as applicable, matters related to going concern and using the going concern basis of accounting unless management either intends to liquidate the Corporation or to cease operations, or has no realistic alternative but to do so. Those charged with governance are responsible for overseeing the Corporation’s financial reporting process. Auditor’s responsibilities for the audit of the consolidated financial statements Our objectives are to obtain reasonable assurance about whether the consolidated financial statements as a whole are free from material misstatement, whether due to fraud or error, and to issue an auditor’s report that includes our opinion. Reasonable assurance is a high level of assurance, but is not a guarantee that an audit conducted in accordance with Canadian generally accepted auditing standards will always detect a material misstatement when it exists. Misstatements can arise from fraud or error and are considered material if, individually or in the aggregate, they could reasonably be expected to influence the economic decisions of users taken on the basis of these consolidated financial statements. As part of an audit in accordance with Canadian generally accepted auditing standards, we exercise professional judgment and maintain professional skepticism throughout the audit. We also: • Identify and assess the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud or error, design and perform audit procedures responsive to those risks, and obtain audit evidence that is sufficient and appropriate to provide a basis for our opinion. The risk of not detecting a material misstatement resulting from fraud is higher than for one resulting from error, as fraud may involve collusion, forgery, intentional omissions, misrepresentations, or the override of internal control. • Obtain an understanding of internal control relevant to the audit in order to design audit procedures that are appropriate in the circumstances, but not for the purpose of expressing an opinion on the effectiveness of the Corporation’s internal control. Advantage Energy Ltd. - 55 • Evaluate the appropriateness of accounting policies used and the reasonableness of accounting estimates and related disclosures made by management. • Conclude on the appropriateness of management’s use of the going concern basis of accounting and, based on the audit evidence obtained, whether a material uncertainty exists related to events or conditions that may cast significant doubt on the Corporation’s ability to continue as a going concern. If we conclude that a material uncertainty exists, we are required to draw attention in our auditor’s report to the related disclosures in the consolidated financial statements or, if such disclosures are inadequate, to modify our opinion. Our conclusions are based on the audit evidence obtained up to the date of our auditor’s report. However, future events or conditions may cause the Corporation to cease to continue as a going concern. • Evaluate the overall presentation, structure and content of the consolidated financial statements, including the disclosures, and whether the consolidated financial statements represent the underlying transactions and events in a manner that achieves fair presentation. • Obtain sufficient appropriate audit evidence regarding the financial information of the entities or business activities within the Corporation to express an opinion on the consolidated financial statements. We are responsible for the direction, supervision and performance of the group audit. We remain solely responsible for our audit opinion. We communicate with those charged with governance regarding, among other matters, the planned scope and timing of the audit and significant audit findings, including any significant deficiencies in internal control that we identify during our audit. We also provide those charged with governance with a statement that we have complied with relevant ethical requirements regarding independence, and to communicate with them all relationships and other matters that may reasonably be thought to bear on our independence, and where applicable, related safeguards. From the matters communicated with those charged with governance, we determine those matters that were of most significance in the audit of the consolidated financial statements of the current period and are therefore the key audit matters. We describe these matters in our auditor’s report unless law or regulation precludes public disclosure about the matter or when, in extremely rare circumstances, we determine that a matter should not be communicated in our report because the adverse consequences of doing so would reasonably be expected to outweigh the public interest benefits of such communication. The engagement partner on the audit resulting in this independent auditor’s report is Ryan Lundeen. /s/PricewaterhouseCoopers LLP Chartered Professional Accountants Calgary, Alberta February 24, 2022 Advantage Energy Ltd. - 56 Advantage Energy Ltd. (Formerly, Advantage Oil & Gas Ltd.)  Consolidated Statements of Financial Position  (Expressed in thousands of Canadian dollars)  Notes  December 31  2021  December 31  2020  ASSETS  Current assets  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Prepaid expenses and deposits  Derivative asset  Total current assets  Non‐current assets  Derivative asset  Exploration and evaluation assets  Right‐of‐use assets  Intangible assets  Property, plant and equipment  Deferred income tax asset  Total non‐current assets  Total assets  LIABILITIES  Current liabilities   Trade and other accrued liabilities  Derivative liability  Current portion of provisions and other liabilities  Total current liabilities  Non‐current liabilities  Derivative liability   Bank indebtedness  Provisions and other liabilities  Deferred income tax liability  Total non‐current liabilities  Total liabilities  SHAREHOLDERS’ EQUITY  Share capital  Contributed surplus  Deficit  Total shareholders’ equity attributable to Advantage shareholders  Non‐controlling interest  Total shareholders’ equity  Total liabilities and shareholders’ equity  5  6  11  11  7  8  9  10  14  11  13  11  12  13  14  15  16              25,238               54,769                 3,483                    282               83,772               57,699               20,713                 1,879                 2,991           1,827,936               ‐   1,911,218  1,994,990              81,398                 2,765                 11,224               95,387               12,315              167,345              163,541                   96,284    439,485  534,872          3,279  28,491  2,021  6,862  40,653  4,140  20,580  2,036  ‐  1,441,492  24,808  1,493,056  1,533,709  38,083  13,303  5,632  57,018  23,798  247,105  165,628  ‐  436,531  493,549             2,370,716                 110,315            (1,023,244)             1,457,787                      2,331              1,460,118             1,994,990   2,360,647  114,280  (1,434,767)  1,040,160  ‐  1,040,160  1,533,709  Commitments (note 24)                                                                                                                                   See accompanying Notes to the Consolidated Financial Statements  On behalf of the Board of Directors of Advantage Energy Ltd.:  Paul G. Haggis, Director: (signed) “Paul G. Haggis”            Michael Belenkie, Director: (signed) “Michael Belenkie”  Advantage Energy Ltd. - 57                                                                                                           Advantage Energy Ltd. (Formerly, Advantage Oil & Gas Ltd.)  Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss)  (Expressed in thousands of Canadian dollars, except per share amounts)  Revenues    Natural gas and liquids sales    Royalty expense    Natural gas and liquids revenue    Gains (losses) on derivatives  Total revenues  Expenses     Operating expense    Transportation expense    General and administrative expense    Share‐based compensation expense    Depreciation expense    Impairment expense (recovery)    Exploration and evaluation expense    Finance expense   Total expenses (recovery)  Income (loss) before taxes and non‐controlling interest    Income tax (expense) recovery  Net income (loss) and comprehensive income (loss)  before non‐controlling interest  Net income (loss) and comprehensive income (loss) attributable to:     Advantage shareholders     Non‐controlling interest  Net income (loss) per share attributable to Advantage shareholders    Basic    Diluted  See accompanying Notes to the Consolidated Financial Statements  Year ended  December 31  Notes  2021  2020  19  11  492,035   (27,530)  464,505   (5,578)  458,927     245,085   (10,474)  234,611   1,545   236,156   44,893   70,440   19,860   4,053   106,786   (340,653)  84   21,018   (73,519)  532,446   (121,092)  40,005   55,817   11,315   5,278   110,896   361,000   190   18,970   603,471   (367,315)  83,270   411,354   (284,045)  411,523   (169)  411,354   (284,045)  ‐   (284,045)  $    2.17   $    2.07   $    (1.51)  $    (1.51)  20  17    8,10  10  7  21  14  16  18  18  Advantage Energy Ltd. - 58                                                                                                                                                                                                          Advantage Energy Ltd. (Formerly, Advantage Oil & Gas Ltd.)  Consolidated Statements of Changes in Shareholders’ Equity  (Expressed in thousands of Canadian dollars) Balance, December 31, 2020  Net income and comprehensive income  Share‐based compensation (note 17(b))  Settlement of Performance Share Units  Issuance of Entropy common shares to  non‐controlling interest (note 16)  Balance, December 31, 2021  Balance, December 31, 2019  Net loss and comprehensive loss  Share‐based compensation (note 17(b))  Settlement of Performance Share Units  Balance, December 31, 2020  Share  capital  2,360,647   ‐   ‐   10,069   Contributed  surplus  114,280   ‐   6,786   (10,751)  Deficit  (1,434,767)  411,523   ‐   ‐   Non‐ controlling  interest  ‐   (169)   ‐   ‐   Total  shareholders’  equity  1,040,160   411,354   6,786   (682)  ‐   2,370,716   ‐   110,315   ‐   (1,023,244)  2,500   2,331   2,500   1,460,118   Share  capital  2,349,703  ‐  ‐  10,944  2,360,647  Contributed  surplus  117,116  ‐  8,108  (10,944)  114,280  Deficit  (1,150,722)  (284,045)  ‐  ‐  (1,434,767)  Non‐ controlling  interest  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  Total  shareholders’  equity  1,316,097  (284,045)  8,108  ‐  1,040,160  See accompanying Notes to the Consolidated Financial Statements Advantage Energy Ltd. - 59                                      Advantage Energy Ltd. (Formerly, Advantage Oil & Gas Ltd.)  Consolidated Statements of Cash Flows  (Expressed in thousands of Canadian dollars)  Operating Activities  Income (loss) before taxes and non‐controlling interest  Add (deduct) items not requiring cash:    Unrealized gains on derivatives    Share‐based compensation expense    Depreciation expense    Impairment expense (recovery)    Exploration and evaluation expense    Accretion of decommissioning liability  Expenditures on decommissioning liability  Changes in non‐cash working capital  Cash provided by operating activities  Financing Activities  Decrease in bank indebtedness   Principal repayment of lease liability  Principal repayment of financing liability  Net proceeds from financing liability transaction  Cash provided by (used in) financing activities  Investing Activities   Payments on property, plant and equipment  Payments on exploration and evaluation assets  Payments on intangible assets  Project funding received  Cash used in investing activities  Increase (decrease) in cash and cash equivalents  Cash and cash equivalents, beginning of year  Cash and cash equivalents, end of year  See accompanying Notes to the Consolidated Financial Statements  Year ended  December 31  Notes  2021  2020  532,446   (367,315)  11  17(b)  8,10  10  7  13  13  23  12  13  13  13  10,23  7  9  13  (69,000)  4,053   106,786   (340,653)  84   1,108   (1,033)  (10,639)  223,152   (79,760)  (275)  (3,376)  ‐   (83,411)  (136,671)  (677)  (491)  20,057   (117,782)  21,959   3,279   25,238   (6,185)  5,278   110,896   361,000   190   797   (1,080)  (2,867)  100,714   (48,519)  (258)  (1,589)  98,453   48,087   (157,638)  (983)  ‐   ‐   (158,621)  (9,820)  13,099   3,279   Advantage Energy Ltd. - 60                                                                                                                                                                                       Advantage Energy Ltd. (Formerly, Advantage Oil & Gas Ltd.)  Notes to the Consolidated Financial Statements       For the years ended December 31, 2021 and 2020  All tabular amounts expressed in thousands of Canadian dollars, except as otherwise indicated.  1. Business and structure of Advantage Energy Ltd.  On  May  18,  2021,  Advantage  Oil  &  Gas  Ltd.  changed  its  name  to  Advantage  Energy  Ltd.  as  approved  by  its  shareholders. Advantage Energy Ltd. and its subsidiaries (together “Advantage” or the “Corporation”) is a low‐ carbon energy producer with a significant position in the Montney resource play located in Western Canada.  Advantage is domiciled and incorporated in Canada under the Business Corporations Act (Alberta). Advantage’s  head office address is 2200, 440 – 2nd Avenue SW, Calgary, Alberta, Canada. The Corporation’s common shares  are listed on the Toronto Stock Exchange under the symbol “AAV”.   2. Basis of preparation  (a) Statement of compliance  The Corporation prepares its consolidated financial statements in accordance with International Financial  Reporting Standards (“IFRS”).   The  accounting  policies  applied  in  these  consolidated  financial  statements  are  based  on  IFRS  issued  and  outstanding as of February 24, 2022, the date the Board of Directors approved the statements.  (b) Basis of measurement  The consolidated financial statements have been prepared on the historical cost basis, except as detailed in  the Corporation’s accounting policies in note 3.  The methods used to measure fair values of derivative instruments are discussed in note 11. The methods  used to measure the fair value of the Corporation’s natural gas and liquids properties are discussed in note  10.  (c) Functional and presentation currency  These  consolidated  financial  statements  are  presented  in  Canadian  dollars,  which  is  the  Corporation’s  functional currency. 3. Significant accounting policies  The accounting policies set out below have been applied consistently to all years presented in these financial  statements and notes.  (a) Cash and cash equivalents  Cash  consists  of  balances  held  with  banks,  and  other  short‐term  highly  liquid  investments  with  original  maturities of three months or less from inception.  Advantage Energy Ltd. - 61                                                                       3. Significant accounting policies (continued) (b) Basis of consolidation  (i)  Subsidiaries  Subsidiaries are entities controlled by the Corporation. Control exists when the Corporation has power  to govern the financial and operating policies of the entity so as to obtain benefits from its activities. In  assessing  control,  potential  voting  rights  that  currently  are  exercisable  are  taken  into  account.  The  financial statements of subsidiaries are included in the consolidated financial statements from the date  that control commences until the date that control ceases.        These consolidated financial statements include the accounts of the Corporation and all subsidiaries over  which  it  has  control,  including  Entropy  Inc.  (“Entropy”),  a  private  Canadian  corporation  of  which  Advantage owns 90% (note 16). All inter‐corporate balances, income and expenses resulting from inter‐ corporate transactions are eliminated.                                                                                                                                           (ii)  Joint arrangements  A portion of the Corporation’s natural gas and liquids activities involve joint operations. The consolidated  financial statements include the Corporation’s share of these joint operations and a proportionate share  of the relevant revenue and costs.  (c) Financial instruments  Financial instruments are classified as amortized cost, fair value through other comprehensive income (loss)  or fair value through profit and loss. The Corporation’s classification of each identified financial instrument  is provided below:  Financial Instrument  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Prepaid expenses and deposits  Derivative assets and liabilities  Trade and other accrued liabilities  Bank indebtedness  Performance Awards  Deferred revenue  Financing liability  Measurement Category  Amortized cost  Amortized cost  Amortized cost  Fair value through profit and loss  Amortized cost  Amortized cost  Amortized cost  Amortized cost  Amortized cost  Advantage Energy Ltd. - 62                     3.   Significant accounting policies (continued) (c)  Financial instruments (continued)  Derivative assets and liabilities  Derivative instruments executed by the Corporation to manage market risk are classified as fair value through  profit and loss and are recorded on the Consolidated Statement of Financial Position as derivatives assets  and  liabilities  measured  at  fair  value.  Embedded  derivatives  are  separated  from  the  host  contract  and  accounted  for  separately  if  the  economic  characteristics,  risks  of  the  host  contract  and  the  embedded  derivative are not closely related; a separate instrument with the same terms as the embedded derivative  would meet the definition of a derivative; and the combined instrument is not measured at fair value through  profit and loss. Gains and losses on derivative instruments are recorded as gains and losses on derivatives in  the Consolidated Statement of Comprehensive Income (Loss) in the period they occur. Gains and losses on  derivative instruments are comprised of cash receipts and payments associated with periodic settlement that  occurs  over  the  life  of  the  instrument,  and  non‐cash  gains  and  losses  associated  with  changes  in  the  fair  values of the instruments, which are remeasured at each reporting date. Impairment of Financial Assets  The Corporation applies an expected credit loss (“ECL”) to financial assets measured at amortized cost and  debt investments measured at fair value through other comprehensive income (loss). For the Corporation’s  financial  assets  measured  at  amortized  cost,  loss  allowances  are  determined  based  on  the  ECL  over  the  asset’s lifetime. ECLs are a probability‐weighted estimate of credit losses, considering possible default events  over the expected life of a financial asset. ECLs are measured as the present value of all cash shortfalls (i.e.  the difference between the cash flows due to the Corporation in accordance with the contract and the cash  flows that the Corporation expects to receive) over the life of the financial asset, discounted at the effective  interest rate specific to the financial asset.   (d) Property, plant and equipment and exploration and evaluation assets  (i) Recognition and measurement  Exploration and evaluation costs  Pre‐license  costs  are  recognized  in  the  Consolidated  Statement  of  Comprehensive  Income  (Loss)  as  incurred.  All exploratory costs incurred subsequent to acquiring the right to explore for natural gas and liquids   before technical feasibility and commercial viability of the area have been established are capitalized.  Such  costs  can  typically  include  costs  to  acquire  land  rights,  geological  and  geophysical  costs  and  exploration well costs.   Exploration and evaluation costs are not depreciated and are accumulated by well, field or exploration  area and carried forward pending determination of technical feasibility and commercial viability.  Advantage Energy Ltd. - 63             3.   Significant accounting policies (continued)  (d) Property, plant and equipment and exploration and evaluation assets (continued)  The technical feasibility and commercial viability of extracting a mineral resource from exploration and  evaluation  assets  is  considered  to  be  generally  determinable  when  proved  or  probable  reserves  are  determined to exist. Upon determination of proved or probable  reserves, exploration and  evaluation  assets  attributable  to  those  reserves  are  first  tested  for  impairment  and  then  reclassified  from  exploration and evaluation assets to property, plant and equipment, net of any impairment loss.  Management reviews and assesses exploration and evaluation assets to determine if technical feasibility  and commercial viability exist. If Management decides not to continue the exploration and evaluation  activity,  the  unrecoverable  costs  are  charged  to  exploration  and  evaluation  expense  in  the  period  in  which the determination occurs.  Property, plant and equipment  Items of property, plant and equipment, which include natural gas and liquids properties, are measured  at  cost  less  accumulated  depreciation  and  accumulated  impairment  losses.  Costs  include  lease  acquisition,  drilling  and  completion,  production  facilities,  decommissioning  costs,  geological  and  geophysical  costs  and  directly  attributable  general  and  administrative  costs  and  share‐based  compensation  related  to  development  and  production  activities,  net  of  any  government  incentive  programs. (ii)  Subsequent costs  Costs incurred subsequent to development and production that are significant are recognized as natural  gas and liquids properties only when they increase the future economic benefits embodied in the specific  asset  to  which  they  relate.  All  other  expenditures  are  recognized  in  comprehensive  income  (loss)  as  incurred. Such capitalized natural gas and liquids costs generally represent costs incurred in developing  proved  and  probable  reserves  and  producing  or  enhancing  production  from  such  reserves,  and  are  accumulated  on  a  field  or  area  basis.  The  carrying  amount  of  any  replaced  or  sold  component  is  derecognized in accordance with our policies. The costs of the day‐to‐day servicing of property, plant and  equipment are recognized in the Consolidated Statement of Comprehensive Income (Loss) as incurred.  (iv) Depletion and depreciation  The net carrying value of natural gas and liquids properties is depreciated using the units‐of‐production  (“UOP”) method by reference to the ratio of production in the period to the related proved and probable  reserves, taking into account estimated future development costs necessary to bring those reserves into  production.  Future  development  costs  are  estimated  taking  into  account  the  level  of  development  required to produce the reserves.   Significant natural gas processing plants included in natural gas and liquids properties and furniture &  equipment are depreciated using the straight‐line method over the expected useful life. The estimated  useful lives for depreciable assets are as follows:  Natural gas processing plants   Furniture & equipment   50 years    5 years  Depreciation  methods,  useful  lives  and  residual  values  are  reviewed  at  each  reporting  date  by  management.  Advantage Energy Ltd. - 64       3.   Significant accounting policies (continued)  (d)  Property, plant and equipment and exploration and evaluation assets (continued)  (iv)  Dispositions  Gains and losses on disposal of an item of property, plant and equipment are determined by comparing  the  proceeds  from  disposition  with  the  carrying  amount  of  property,  plant  and  equipment  and  are  recognized net within other income (expenses) in the Consolidated Statement of Comprehensive Income  (Loss).  (v)  Impairment and impairment reversal  The carrying amounts of the Corporation’s property, plant and equipment are reviewed at each reporting  date to determine whether there is any indication of impairment or impairment reversal. If any such  indication  exists,  the  asset’s  recoverable  amount  is  estimated.  For  the  purpose  of  impairment  and  impairment  reversal  testing  of  property,  plant  and  equipment,  assets  are  grouped  together  into  the  smallest group of assets that generates cash inflows from continuing use that are largely independent of  the cash inflows of other assets or groups of assets (the “cash‐generating unit” or “CGU”).  Exploration  and  evaluation  assets  are  assessed  for  impairment  if  sufficient  data  exists  to  determine  technical  feasibility  and  commercial  viability,  and  facts  and  circumstances  suggest  that  the  carrying  amount exceeds the recoverable amount. Exploration and evaluation assets are allocated to CGUs or  groups of CGUs for the purposes of assessing such assets for impairment.  The recoverable amount of an asset or a CGU is the greater of its “value‐in‐use” and its “fair value less  costs of disposition”. In assessing value‐in‐use, the estimated future cash flows are discounted to their  present value using a pre‐tax discount rate that reflects current market assessments of the time value of  money and the risks specific to the asset.  Value‐in‐use is generally computed by reference to the present  value of the future cash flows expected to be derived from production of proved and probable reserves.  Fair  value  less  costs  of  disposition  is  assessed  utilizing  market  valuation  based  on  an  arm’s  length  transaction between active participants. In the absence of any such transactions, fair value less costs of  disposition  is  estimated  by  discounting  the  expected  after‐tax  cash  flows  of  the  CGUs  at  an  after‐tax  discount rate that reflects the risk of the properties in the CGUs. The discounted cash flow calculation is  then increased by a tax‐shield calculation, which is an estimate of the amount that a prospective buyer  of the CGU would be entitled. The carrying value of the CGUs is reduced by the deferred tax liability  associated with its property, plant and equipment.  Impairment  losses  and  reversals  of  previous  impairments  on  property,  plant  and  equipment  are  recognized  in  the  Consolidated  Statement  of  Comprehensive  Income  (Loss)  as  impairment  expense  (recovery)  and  are  separately  disclosed.  An  impairment  of  exploration  and  evaluation  assets  is  recognized  as  exploration  and  evaluation  expense  in  the  Consolidated  Statement  of  Comprehensive  Income (Loss).  Advantage Energy Ltd. - 65             3.   Significant accounting policies (continued) (e) Intangible assets  Intangible assets acquired separately are initially measured at cost. Following initial recognition, intangible  assets are recognized at cost less any accumulated amortization and impairment losses. Intangible assets  with finite lives are amortized over the useful life and assessed for impairment when there is an indication  that the asset may be impaired. The Corporation may incur costs associated with research and development.  Expenditures  during  the  research  phase  are  expensed.  Expenditures  during  the  development  phase  are  capitalized only if certain criteria are met, including technical feasibility and the intent to develop and use  the technology. If these criteria are not met, the costs are expensed as incurred. The amortization expense  on intangible assets is recognized in the Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss).  (f) Decommissioning liability  A decommissioning liability is recognized if, as a result of a past event, the Corporation has a present legal or  constructive obligation that can be estimated reliably, and it is probable that an outflow of economic benefits  will  be  required  to  settle  the  obligation.  Decommissioning  liabilities  are  determined  by  discounting  the  expected future cash flows at a risk‐free rate.  (g) Leases  Leases are recognized as a right‐of‐use (“ROU”) asset with a corresponding liability at the date the leased  asset is available for use by the Corporation. Each lease payment is allocated between the lease liability and  finance expense. The finance expense is charged to the Statement of Comprehensive Income (Loss) over the  lease term to produce a constant periodic rate of interest on the remaining balance of the liability for each  reporting period. The ROU asset is depreciated over the shorter of the asset’s useful life and the lease term  on a straight‐line basis.  Assets  and  liabilities  arising  from  a  lease  are  initially  measured  on  a  present  value  basis.  ROU  assets  are  measured at cost comprising the amount of the initial measurement of lease liability, any lease payments  made at or before the commencement date and any initial direct costs and restoration costs. Lease liabilities  include the net present value of fixed payments, less any lease incentives receivable, variable lease payments  that are based on an index or a rate, amounts expected to be payable by the lessee under residual value  guarantees, the exercise price of a purchase option if the lessee is reasonably certain to exercise that option,  and  payments  of  penalties  for  terminating  the  lease,  if  the  lease  term  reflects  the  lessee  exercising  that  option. It is remeasured when there is a change in the future lease payments arising from a change in an  index or rate, if there is a change in the amount expected to be payable under a residual value guarantee or  if  there  is  a  change  in  the  assessment  of  whether  the  Corporation  will  exercise  a  purchase,  extension  or  termination option that is within the control of the Corporation. The lease payments are discounted using  the  interest  rate  implicit  in  the  lease,  if  that  rate  can  be  determined,  or  the  Corporation’s  incremental  borrowing rate.  Payments associated with short‐term leases and leases of low‐value assets are recognized on a straight‐line  basis as an expense in the Statement of Comprehensive Income (Loss). Short‐term leases are leases with a  lease term of 12 months or less. The Corporation applies a single discount rate to portfolios of leases with  similar characteristics.  Advantage Energy Ltd. - 66       3.   Significant accounting policies (continued)  (h) Long‐term compensation  (i)    Share‐based compensation  The  Corporation  accounts  for  share‐based  compensation  expense  based  on  the  fair  value  of  rights  granted under its share‐based compensation plans.    Advantage’s Stock Option Plan (“Stock Option Plan”) authorizes the Board of Directors to grant Stock  Options  to  service  providers,  including  directors,  officers,  employees  and  consultants  of  Advantage.  Compensation costs related to the Stock Options are recognized as share‐based compensation expense  over the vesting period at fair value.  Advantage’s Restricted and Performance Award Incentive Plan provides share‐based compensation to  service providers. Awards granted under this plan, Performance Share Units, may be settled in cash or  in shares. As the Corporation generally intends to settle the Awards in shares, the plan is considered and  accounted  for  as  “equity‐settled”.  Compensation  costs  related  to  Performance  Share  Units  are  recognized as share‐based compensation expense over the vesting period at fair value.  As compensation expense is recognized, contributed surplus is recorded until the Performance Share  Units vest or Stock Options are exercised, at which time the appropriate common shares are then issued  to the service providers and the contributed surplus is transferred to share capital.  (ii)   Performance Awards  The Corporation’s Performance Award Incentive Plan allows the Corporation to grant cash Performance  Awards to service providers. The present value of payments to be made under the Performance Award  Incentive  Plan  are  recognized  as  general  and  administrative  expense  as  the  corresponding  service  is  provided  by  the  service  provider.  A  liability  is  recognized  for  the  amount  expected  to  be  paid  if  the  Corporation has a present legal or constructive obligation to pay this amount, as a result of past service  provided by the service provider, and the obligation can be estimated reliably.  (iii)   Deferred Share Units (“DSU”)  DSUs are issued to Directors of the Corporation. Each DSU entitles participants to receive cash equal to  the price of the Corporation’s common shares, multiplied by the number of DSUs held. All DSUs vest  immediately upon grant and become payable upon retirement of the Director from the Board. A liability  for the expected cash payments is accrued over the life of the DSU using the fair value method based on  the Corporation’s share market price at the end of each reporting period, with the associated expense  charged to general and administrative expense. Advantage Energy Ltd. - 67 3.   Significant accounting policies (continued)  (i) Revenue  The Corporation’s revenue is comprised of natural gas and liquids sales to customers under fixed and variable  volume  contracts.  Revenue  is  recognized  when  the  Corporation  has  satisfied  its  performance  obligations  which occurs upon the delivery of volumes to the customer. The transaction price used to determine revenue  from natural gas and liquids sales is the market price, net of any marketing and fractionation fees for sales  as specified in the contract. For fixed basis physical delivery contracts, the Corporation records revenue net  of the fixed basis differential. Payments are normally received from customers within 30 days following the  end  of  the  production  month.  The  Corporation  does  not  have  any  long‐term  contracts  with  unfulfilled  performance obligations and does not disclose information about remaining performance obligations with  an original expected duration of 12 months or less.  (j) Income tax  Income tax expense or recovery comprises current and deferred income tax. Income tax expense or recovery  is recognized in income or loss except to the extent that it relates to items recognized directly in shareholders’  equity.  Current income tax is the expected tax payable on the taxable income for the year, using tax rates enacted  or  substantively  enacted  at  the  reporting  date,  and  any  adjustment  to  income  tax  payable  in  respect  of  previous years.  Deferred income tax is recognized using the liability method, providing for temporary differences between  the  carrying  amounts  of  assets  and  liabilities  for  financial  reporting  purposes  and  the  amounts  used  for  taxation purposes. Deferred income tax is not recognized on the initial recognition of assets or liabilities in a  transaction that is not a business combination, and at the time of the transaction, affects neither accounting  income nor taxable income. Deferred income tax is measured at the tax rates that are expected to be applied  to temporary differences  when  they reverse, based  on the laws that have  been enacted or substantively  enacted by the reporting date.  A deferred income tax asset is recognized to the extent that it is probable that future taxable profits will be  available against which the temporary difference can be utilized. Deferred income tax assets are reviewed at  each reporting date and are reduced to the extent that it is no longer probable that the related tax benefit  will be realized. Deferred income tax assets and liabilities are only offset when they are within the same legal  entity and same tax jurisdiction. Deferred income tax assets and liabilities are presented as non‐current.  (k) Net income (loss) per share attributable to Advantage shareholders  Basic  net  income  (loss)  per  share  is  calculated  by  dividing  the  net  Income  (loss)  attributable  to  common  shareholders of the Corporation by the weighted average number of common shares outstanding during the  period. Diluted net income (loss) per share is determined by adjusting the net income (loss) attributable to  common shareholders and the weighted average number of common shares outstanding for the effects of  dilutive instruments such as Performance Share Units and Stock Options using the treasury stock method.  Advantage Energy Ltd. - 68         3.   Significant accounting policies (continued)  (l) Non‐controlling interest   The Corporation accounts for transactions with non‐controlling interests as transactions with equity owners  of  the  Corporation.  For  purchases  of  shares  from  non‐controlling  interests,  the  difference  between  any  consideration paid and the relevant ownership acquired of the carrying value of net assets of the subsidiary  is recorded in equity. Gains or losses on disposals of shares to non‐controlling interests are also recorded in  equity, unless the disposal results in the Corporation’s loss of control of the subsidiary, in which case the gain  or loss is recognized in net income and comprehensive income.  (m) Government grants and investment tax credits  The  Corporation  may  receive  government  grants  which  provide  immediate  financial  assistance  as  compensation for capital expenditures or expenses to be incurred. Government grants are recognized when  there is reasonable assurance that the Corporation will comply with conditions attached to them and the  grants will be received.  The Corporation recognizes government grants in the Consolidated Statement of  Comprehensive Income (Loss) on a systematic basis and in line with recognition of the expenditure that the  grants are intended to compensate. Investment tax credits relating to Scientific Research and Experimental  Development claims are considered an income tax credit and are offset against our income tax expense when  they become probable of realization.  4. Significant accounting judgments, estimates and assumptions  The  preparation  of  consolidated  financial  statements  in  conformity  with  IFRS  requires  management  to  make  judgments,  estimates  and  assumptions  that  affect  the  application  of  accounting  policies  and  the  reported  amounts  of  assets,  liabilities,  income  and  expenses.  Actual  results  may  differ  from  these  estimates,  and  differences could be material. Estimates and underlying assumptions are reviewed on an ongoing basis. Revisions  to accounting estimates are recognized in the year in which the estimates are revised and in any future years  affected. Significant estimates and judgments made in the preparation of the consolidated financial statements  are outlined below.  (a) Reserves base  The natural gas and liquids properties are depreciated on a UOP basis at a rate calculated by reference to  proved  and  probable  reserves  determined  in  accordance  with  National  Instrument  51‐101  “Standards  of  Disclosure  for  Oil  and  Gas  Activities”  and  incorporating  the  estimated  future  cost  of  developing  and  extracting those reserves. Proved plus probable reserves are determined using estimates of natural gas and  liquids  in  place,  recovery  factors  and  future  natural  gas  and  liquids  prices.  Future  development  costs  are  estimated using assumptions as to the number of wells required to produce the reserves, the cost of such  wells and associated production facilities and other capital costs.   (b) Determination of cash generating unit   The Corporation’s assets are required to be aggregated into CGUs for the purpose of calculating impairment  based on their ability to generate largely independent cash inflows. Factors considered in the classification  include  the  integration  between  assets,  shared  infrastructure,  the  existence  of  common  sales  points,  geography and geologic structure. The classification of assets and allocation of corporate assets into CGUs  requires significant judgment and may impact the carrying value of the Corporation’s assets in future periods.  Advantage Energy Ltd. - 69       4.   Significant accounting judgments, estimates and assumptions (continued) (c) Indicators of impairment or impairment reversal and calculation of impairment or impairment reversal  At each reporting date, Advantage assesses whether there are circumstances that indicate a possibility that  the  carrying  values  of  exploration  and  evaluation  assets  and  property,  plant  and  equipment  are  not  recoverable, or impaired. Such circumstances include, but are not limited to, incidents of physical damage,  deterioration  of  commodity  prices,  changes  in  the  regulatory  environment,  a  reduction  in  estimates  of  proved and probable reserves, or significant increases to expected costs to produce and transport reserves.  The Corporation also assesses whether there are circumstances that indicate that previously impaired assets  are now recoverable and need to be increased to their original carrying values.  When management judges that circumstances indicate potential impairment or impairment reversal,  property, plant, and equipment are tested for impairment or impairment reversal by comparing the  carrying values to their recoverable amounts. The recoverable amounts of CGUs are determined based on  the higher of value‐in‐use calculations and fair values less costs of disposition. These calculations require  the use of estimates and assumptions, that are subject to change as new information becomes available  including information on future commodity prices, expected production volumes, quantities of reserves,  discount rates, future development costs and operating costs.  (d) Derivative assets and liabilities  Derivative assets and liabilities are recorded at their fair values at the reporting date, with gains and losses  recognized  directly  into  comprehensive  income  (loss)  in  the  same  period.  The  fair  value  of  derivatives  outstanding is an estimate based on pricing models, estimates, assumptions, and market data available at  that time. As such, the recognized amounts are non‐cash items and the actual gains or losses realized on  eventual cash settlement can vary materially due to subsequent fluctuations in market prices as compared  to the valuation assumptions. For embedded derivatives, Management determines the definition of the host  contract and the separate embedded derivative. The judgments made in determining the host contract can  influence the fair value of the embedded derivative.    (e) Share‐based compensation  The Corporation’s share‐based compensation expense is subject to measurement uncertainty as a result of  estimates and assumptions related to the expected performance multiplier, forfeiture rates, expected life,  market based vesting conditions and underlying volatility of the price of the Corporation’s common shares. (f) Decommissioning liability  Decommissioning  costs  will  be  incurred  by  the  Corporation  at  the  end  of  the  operating  life  of  the  Corporation’s facilities and properties. The ultimate decommissioning liability is uncertain and can vary in  response  to  many  factors  including  changes  to  relevant  legal  requirements,  the  emergence  of  new  restoration techniques, experience at other production sites, or changes in the risk‐free discount rate. The  expected timing and amount of expenditure can also change in response to changes in reserves or changes  in  laws  and  regulations  or  their  interpretation.  As  a  result,  there  could  be  significant  adjustments  to  the  provisions established which would affect future financial results.  Advantage Energy Ltd. - 70       4.   Significant accounting judgments, estimates and assumptions (continued)  (g) Leases  Management assesses new contracts at inception to determine whether it contains a lease. This assessment  involves  the  exercise  of  judgment  about  whether  the  asset  is  specified  for  the  Corporation,  whether  the  Corporation  obtains  substantially  all  the  economic  benefits  from  use  of  that  asset,  and  whether  the  Corporation has the right to direct the use of the asset.  In determining the lease term, management considers all facts and circumstances that create an economic  incentive to exercise an extension option, or not exercise a termination option. The assessment is reviewed  if a significant event or a significant change in circumstances occurs which affects this assessment.  Lease liabilities that are recognized have been estimated using a discount rate equal to the Corporation’s  incremental borrowing rate. This rate represents the rate the Corporation would incur to obtain the funds  necessary  to  purchase  an  asset  of  a  similar  value,  with  similar  payment  terms  and  security  in  a  similar  economic environment.  (h) Income taxes  Income  tax  laws  and  regulations  are  subject  to  change.  Deferred  tax  liabilities  that  arise  from  temporary  differences between recorded amounts on the statement of financial position and their respective tax bases  will  be  payable  in  future  periods.  Deferred  tax  assets  that  arise  from  temporary  differences  between  recorded amounts on the statement of financial position and their respective tax bases are recognized to the  extent that it is probable that future taxable profit will be available against which the deductible temporary  differences  and  the  carryforward  of  unused  tax  losses  can  be  utilized.  The  amount  of  a  deferred  tax  asset/liability is subject  to Management’s best estimate of when a temporary difference  will reverse and  expected  changes  in  income  tax  rates.  These  estimates  by  nature  involve  significant  measurement  uncertainty.  Advantage Energy Ltd. - 71 5. Cash and cash equivalents Cash at financial institutions  December 31  2021  25,238  December 31  2020  3,279   Cash at financial institutions earn interest at floating rates based on daily deposit rates. As at December 31, 2021  cash at financial institutions included US$6.3 million (December 31, 2020 ‐ US$0.9 million).  Included in cash and  cash equivalents as at December 31, 2021 is $8.5 million held solely for project expenditures related to reducing  carbon  emissions,  associated  with  the  project  funding  grant.  The  Corporation  only  deposits  cash  with  major  financial institutions of high‐quality credit ratings.  6. Trade and other receivables Trade receivables  Receivables from joint venture partners  Other  7. Exploration and evaluation assets  Balance at December 31, 2019  Additions  Lease expiries  Transferred to property, plant and equipment (note 10)  Balance at December 31, 2020  Additions  Lease expiries  Transferred to property, plant and equipment (note 10)  Balance at December 31, 2021  December 31  2021  49,887   4,882   ‐   54,769   December 31  2020  27,114   577   800   28,491   20,703          983          (190)         (916)  20,580             677              (84)           (460)  20,713  Advantage Energy Ltd. - 72                                                             8. Right‐of‐use assets  Cost  Balance at December 31, 2019 and December 31, 2020  Additions   Expired leases  Balance at December 31, 2021  Accumulated depreciation  Balance at December 31, 2019  Depreciation  Balance at December 31, 2020  Depreciation  Expired leases  Balance at December 31, 2021  Net book value  At December 31, 2020  At December 31, 2021  9. Intangible assets  Cost  Balance at December 31, 2020  Intellectual property acquisition (note 16)  Research and development additions  Balance at December 31, 2021  Accumulated amortization  Balance at December 31, 2020  Amortization  Balance at December 31, 2021  Net book value  At December 31, 2020  At December 31, 2021  Buildings  2,318   ‐  ‐  2,318  112   284   396   285   ‐   681   1,922   1,637   Other  Total  186  169  (35)  320  38   34   72   41   (35)  78   114   242   2,504   169   (35)  2,638  150   318   468   326   (35)  759   2,036   1,879   ‐  2,500  491  2,991  ‐  ‐  ‐  ‐  2,991  The Corporation has not incurred amortization on its intangible assets in 2021 as the assets are not available for use. Amortization will commence upon the project which the cost relates to being placed in-service in 2022. Advantage Energy Ltd. - 73                                                                                                             10. Property, plant and equipment  Cost  Balance at December 31, 2019  Additions  Capitalized share‐based compensation (note 17(b))  Changes in decommissioning liability (note 13(e))  Transferred from exploration and evaluation assets (note 7)  Balance at December 31, 2020  Additions  Capitalized share‐based compensation (note 17(b))  Changes in decommissioning liability (note 13(e))  Transferred from exploration and evaluation assets (note 7)  Balance at December 31, 2021  Accumulated depreciation  Balance at December 31, 2019  Depreciation  Impairment expense  Balance at December 31, 2020  Depreciation  Impairment reversal  Balance at December 31, 2021  Net book value  At December 31, 2020  At December 31, 2021  Natural gas  and liquids   Properties  2,647,964   156,702   2,830   2,904   916   2,811,316   148,154   2,051   1,505   460   2,963,486   899,868   110,370   361,000   1,371,238   106,227   (340,653)  1,136,812   Furniture &  Equipment  6,442   250   ‐   ‐   ‐   6,692   81   ‐   ‐   ‐   6,773   Total  2,654,406   156,952   2,830   2,904   916   2,818,008   148,235   2,051   1,505   460   2,970,259   5,070   208   ‐   5,278   233   ‐   5,511   904,938   110,578   361,000   1,376,516   106,460   (340,653)  1,142,323   1,440,078   1,826,674   1,414   1,262   1,441,492   1,827,936   During  the  year  ended  December  31,  2021,  Advantage  capitalized  general  and  administrative  expenditures  directly related to development activities of $7.8 million, included in additions (year ended December 31, 2020 ‐  $5.4 million).  Advantage included future development costs of $2.0 billion (December 31, 2020 ‐ $1.9 billion) in property, plant  and equipment costs subject to depreciation.    Advantage Energy Ltd. - 74                                         10. Property, plant and equipment (continued)  2021: Impairment recovery assessment  At  December  31,  2021,  there  were  indicators  of  impairment  recovery  identified  in  the  Corporation’s  Greater  Glacier CGU as a result of improved forward commodity prices for natural gas and crude oil.  The Corporation performed an impairment reversal test using an after‐tax discounted future cash flow of proved  and  probable  reserves(1),  utilizing  an  inflation  rate  of  2%  and  a  discount  rate  of  10%.  The  following  table  summarizes the price forecast used in the Corporation’s discounted cash flow estimates as of December 31, 2021:  Year  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2031  2032  Thereafter  WTI  ($US/bbl)  72.83  68.78  66.76  68.09  69.45  70.84  72.26  73.70  75.18  76.68  78.21  +2% per year  Henry Hub  ($US/MMbtu)  3.85  3.44  3.17  3.24  3.30  3.37  3.44  3.50  3.58  3.65  3.72  +2% per year  AECO  ($Cdn/MMbtu)  3.56  3.21  3.05  3.11  3.17  3.23  3.30  3.36  3.43  3.50  3.57  +2% per year  Exchange Rate  ($US/$Cdn)  0.80  0.80  0.80  0.80  0.80  0.80  0.80  0.80  0.80  0.80  0.80  0.80  (1) Sproule Associates Limited ("Sproule") conducted an Independent Qualified Reserves Evaluation, effective December 31, 2021, which  was prepared in accordance with definitions, standards, and procedures in the Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook and NI  51‐101.  The  Independent  Qualified  Reserves  Evaluation  was  computed  using  the  average  of  the  price  forecasts  by  McDaniel  &  Associates Consultants Ltd., GLJ Petroleum Consultants and Sproule effective January 1, 2022.  As a result of the impairment recovery test performed, the Corporation determined that the recoverable amount  of the Greater Glacier CGU exceeded the carrying amount, and a full impairment recovery of $340.7 million (net  of depreciation) was recognized. The estimated recoverable amount of the Greater Glacier CGU was $2.5 billion.  As at December 31, 2021, a 1% increase in the assumed discount rate, or a 5% decrease in the future cash flows  of proved and probable reserves while holding all other assumptions constant, would have no impact on the  impairment recovery recorded at December 31, 2021.  Advantage Energy Ltd. - 75         10. Property, plant and equipment (continued)  2020: Impairment assessment  As at December 31, 2020, the Corporation evaluated its natural gas and liquids properties for indicators of any  potential impairment or impairment reversal.  As a result of this assessment, no indicators were identified, and  no impairment or impairment reversal was recorded for the three months ended December 31, 2020.  For the three months ended March 31, 2020, the Corporation identified an indicator of impairment following the  decrease in demand for crude oil as a result of the COVID‐19 pandemic, and the adequacy of supply management  efforts by the Organization of Petroleum Exporting Countries (“OPEC”) and non‐OPEC partners to address such  dramatic changes. These factors lead to a decrease in the outlook of commodity prices in the North American  market. The Corporation performed an impairment test using after‐tax discounted future cash flows of proved  and probable reserves, utilizing an inflation rate of 2% and a discount rate of 10%. The following table summarizes  the price forecast used in the Corporation’s discounted cash flow estimates as of March 31, 2020:  Year  2020 9 months  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  Thereafter  (1) Price forecast obtained from the Corporation’s independent qualified reserves evaluator effective April 1, 2020.  AECO  ($Cdn/MMbtu)  1.43  2.05  2.33  2.41  2.48  2.56  2.64  2.71  2.80  2.88  2.96  +2% per year  Henry Hub  ($US/MMbtu)  2.00  2.50  2.75  2.81  2.86  2.92  2.98  3.04  3.10  3.16  3.22  +2% per year  WTI  ($US/bbl)  25.00  37.00  48.00  48.96  49.94  50.94  51.96  53.00  54.06  55.14  56.24  +2% per year  Exchange Rate  ($US/$Cdn)  0.70  0.73  0.75  0.75  0.75  0.75  0.75  0.75  0.75  0.75  0.75  0.75  As a result of the impairment test performed at at March 31, 2020, the Corporation recorded an impairment  charge to the Greater Glacier CGU of $361 million ($277 million net of deferred tax). Our Wembley CGU was not  impaired at March 31, 2020.   As at March 31, 2020, a 1% increase in the assumed discount rate, or a 5% decrease in the future cash flows of  proved  and  probable  reserves  while  holding  all  other  assumptions  constant,  would  result  in  the  following  additional pre‐tax impairment expense being recognized:  Greater Glacier CGU  Wembley CGU  Total  1% increase in   discount rate  136,000  ‐  136,000  5% decrease in   cash flows  72,000  ‐  72,000  Advantage Energy Ltd. - 76                                     11. Financial risk management  As at December 31, 2021, there were no significant differences between the carrying amounts reported on the  consolidated  statement  of  financial  position  and  the  estimated  fair  values  of  the  Corporation’s  financial  instruments due to the short terms to maturity and the floating interest rate on a portion of the Corporation’s  bank indebtedness.  Fair value is determined following a three‐level hierarchy:  Level 1: Quoted prices in active markets for identical assets and liabilities. The Corporation does not have  any financial assets or liabilities that require level 1 inputs.   Level  2:  Inputs  other  than  quoted  prices  included  within  Level  1  that  are  observable,  either  directly  or  indirectly. Such inputs can be corroborated with other observable inputs for substantially the complete term  of the contract. Derivative assets and liabilities are measured at fair value on a recurring basis. For derivative  assets and liabilities, pricing inputs include quoted forward prices for commodities, foreign exchange rates,  interest rates, volatility, and risk‐free rate discounting, all of which can be observed or corroborated in the  marketplace. The actual gains and losses realized on eventual cash settlement can vary materially due to  subsequent fluctuations as compared to the valuation assumptions.   Level  3:  Fair  value  is  determined  using  inputs  that  are  not  observable.  The  Corporation’s  natural  gas  embedded derivative is categorized as level 3 in the fair value hierarchy as the long‐term portion of the PJM  forward price is an unobservable input. Fair value less costs of disposition used to determine the recoverable  amounts of Advantage’s Greater Glacier CGU at December 31, 2021 and December 31, 2020 were classified  as Level 3 in the fair value hierarchy as certain key assumptions were not based on observable market data,  but rather, Management's best estimates.  The  Corporation’s  activities  expose  it  to  a  variety  of  financial  risks  that  arise  as  a  result  of  its  exploration,  development, production, and financing activities such as:  •  •  •  •  credit risk;  liquidity risk;  commodity price risk;   interest rate risk; and  •     foreign exchange risk.  Advantage Energy Ltd. - 77     11. Financial risk management (continued)   The  Corporation  enters  into  financial  risk  management  derivative  contracts  to  manage  the  Corporation’s  exposure to commodity price risk, foreign exchange risk and interest rate risk. The table below summarizes the  realized gains (losses) and unrealized gains (losses) on derivatives recognized in net income (loss).  Realized gains (losses) on derivatives    Natural gas     Crude oil     Foreign exchange    Interest rate     Total  Unrealized gains (losses) on derivatives    Natural gas     Crude oil     Natural gas embedded derivative     Foreign exchange    Interest rate    Total  Gains (losses) on derivatives    Natural gas     Crude oil     Natural gas embedded derivative    Foreign exchange    Interest rate    Total  Year ended  December 31  2021  2020  (58,909)  (17,353)  2,368   (684)  (74,578)  16,480   2,074   54,305   (4,525)  666   69,000   (42,429)  (15,279)  54,305   (2,157)  (18)  (5,578)  (12,148)  7,121   696   (309)  (4,640)  1,354   (776)  3,394   3,015   (802)  6,185   (10,794)  6,345   3,394   3,711   (1,111)  1,545   Advantage Energy Ltd. - 78                                                                                                                                                                                               11. Financial risk management (continued)   The fair value of financial risk management derivatives has been allocated to current and non‐current assets and  liabilities based on the expected timing of cash settlements. The following table summarizes the estimated fair  market value of the Corporation’s outstanding financial risk management derivative contracts.  Derivative type    Natural gas derivative liability    Crude oil derivative asset (liability)    Natural gas embedded derivative asset    Foreign exchange derivative asset (liability)    Interest rate derivative liability    Net derivative asset (liability)  Consolidated statement of financial position classification    Current derivative asset    Non‐current derivative asset    Current derivative liability    Non‐current derivative liability    Net derivative asset (liability)  (a) Credit risk   December 31  2021  December 31  2020           (13,172)                     20              57,699              (1,510)                 (136)             42,901          (29,652)           (2,054)            3,394             3,015              (802)        (26,099)                   282              57,699              (2,765)           (12,315)             42,901             6,862             4,140          (13,303)         (23,798)        (26,099)  Credit  risk  is  the  risk  of  financial  loss  to  the  Corporation  if  a  customer  or  counterparty  to  a  financial  instrument fails to meet its contractual obligations, and arises principally from the Corporation’s receivables  from natural gas and liquids marketers and companies with whom we enter into derivative contracts. The  maximum exposure to credit risk is as follows:  Trade and other receivables  Deposits  Derivative assets  December 31  2021  54,769   1,858   57,981            114,608   December 31  2020             28,491                    911              11,002              40,404   Trade  and  other  receivables,  deposits,  and  derivative  assets  are  subject  to  credit  risk  exposure  and  the  carrying values reflect Management’s assessment of the associated maximum exposure to such credit risk.  Advantage mitigates such credit risk by closely monitoring significant counterparties and dealing with a broad  selection of counterparties that diversify risk within the sector. The Corporation’s deposits are due from the  Alberta Provincial government and are viewed by Management as having minimal associated credit risk. To  the extent that Advantage enters derivatives to manage commodity price risk, it may be subject to credit risk  associated with counterparties with which it contracts. Credit risk is mitigated by entering into contracts with  only  stable,  creditworthy  parties  and  through  frequent  reviews  of  exposures  to  individual  entities.  The  Corporation only enters into derivative contracts with major banks and international energy firms to further  mitigate associated credit risk. In addition, the Corporation has an embedded derivative with a US power  company.  Advantage Energy Ltd. - 79                                                                 11. Financial risk management (continued)   (a) Credit risk (continued)  Substantially all of the Corporation’s trade and other receivables are due from customers concentrated in  the North American oil and gas industry. As such, trade and other receivables are subject to normal industry  credit risks.  As at December 31, 2021, $0.2 million of trade and other receivables are outstanding for 90 days  or more (December 31, 2020 – $0.3). The Corporation believes the entire balance is collectible, and in some  instances has the ability to mitigate risk through withholding production or offsetting payables with the same  parties. At December 31, 2021, the average expected credit loss for trade and other receivables was 0.60%  (December 31, 2020 – 0.58%). At December 31, 2021, the Corporation did not record an expected credit loss  against trade and other receivables (December 31, 2020 – nil).   The Corporation’s most significant customer, a North American oil and natural gas marketer, accounts for  $22.3 million of the trade and other receivables at December 31, 2021 (December 31, 2020 – $11.5 million).  (b) Liquidity risk  The  Corporation  is  subject  to  liquidity  risk  attributed  from  trade  and  other  accrued  liabilities,  derivative  liabilities, lease liabilities, financing liabilities, performance awards and bank indebtedness. Trade and other  accrued liabilities are all due within one year of the Consolidated Statement of Financial Position date. The  Corporation’s Performance Awards are all payable within one to three years of the Consolidated Statement  of Financial Position date. The Corporation’s lease liability and financing liability are settled in a systematic  basis over their respective terms and will be settled over the next 6 and 13 years, respectively. Advantage  does not anticipate any problems in satisfying these obligations from cash provided by operating activities  and the existing credit facilities.   The  Corporation’s  bank  indebtedness  is  subject  to  $350  million  credit  facility  agreements.    Although  the  credit facilities are a source of liquidity risk, the facilities also mitigate liquidity risk by enabling Advantage to  manage interim cash flow fluctuations. The terms of the credit facilities are such that they provide Advantage  adequate  flexibility  to  evaluate  and  assess  liquidity  issues  if  and  when  they  arise.  Additionally,  the  Corporation regularly monitors liquidity related to obligations by evaluating forecasted cash flows, optimal  debt levels, capital spending activity, working capital requirements, and other potential cash expenditures.  This continual financial assessment process further enables the Corporation to mitigate liquidity risk.  To the extent that Advantage enters derivatives to manage commodity price risk, it may be subject to liquidity  risk as derivative liabilities become due. While the Corporation has elected not to follow hedge accounting,  derivative instruments are not entered for speculative purposes and Management closely monitors existing  commodity risk exposures. As such, liquidity risk is mitigated since any losses realized are offset by increased  cash flows realized from the higher commodity price environment.  Advantage Energy Ltd. - 80             11. Financial risk management (continued)   (b) Liquidity risk (continued)  The timing of cash outflows relating to financial liabilities as at December 31, 2021 and 2020 are as follows:  December 31, 2021  Trade and other accrued liabilities  Derivative liability  Performance Awards  Lease liability  Financing liability  Bank indebtedness  ‐ principal                                      ‐ interest (1)  December 31, 2020  Trade and other accrued liabilities  Derivative liability  Performance Awards  Lease liability  Financing liability  Bank indebtedness  ‐ principal                                      ‐ interest (1)  Less than       one year  81,398  2,765  5,107  364  3,696  ‐  5,038  98,368  Less than       one year  38,083  13,303  ‐  256  3,376  ‐  13,087  68,105  One to  three years  ‐  12,315  4,863  728  7,742  168,000  1,217  194,865  One to  three years  ‐  23,798  4,620  884  12,185  248,000  3,868  293,355  Beyond  ‐  ‐  ‐  1,081  82,050  ‐  ‐  83,131  Beyond  ‐  ‐  ‐  1,139  81,303  ‐  ‐  82,442  Total  81,398  15,080  9,970  2,173  93,488  168,000  6,255  376,364  Total  38,083  37,101  4,620  2,279  96,864  248,000  16,955  443,902  (1) Interest on bank indebtedness was calculated assuming conversion of the revolving credit facility to a one‐year term facility at  the next annual facility review.  The Corporation’s bank indebtedness does not have specific maturity dates. It is governed by credit facility  agreements  with  a  syndicate  of  financial  institutions  (note  12).  Under  the  terms  of  the  agreements,  the  facilities are reviewed annually, with the next review scheduled in May 2022. The facilities are revolving and  are  extendible  at  each  annual  review  for  a  further  364‐day  period  at  the  option  of  the  syndicate.  If  not  extended,  the  credit  facilities  are  converted  at  that  time  into  one‐year  term  facilities,  with  the  principal  payable at the end of such one‐year term. Management fully expects that the facilities will be extended at  each annual review.  Advantage Energy Ltd. - 81                   11. Financial risk management (continued)   (c) Commodity price risk   Advantage’s  derivative  assets  and  liabilities  are  subject  to  price  risk  as  their  fair  values  are  based  on  assumptions  regarding  forward  market  prices.  The  Corporation  enters  into  non‐financial  derivatives  to  manage  price  risk  exposure  relative  to  actual  commodity  production  and  does  not  utilize  derivative  instruments for speculative purposes. Changes to price assumptions can have a significant effect on the fair  value of the derivative assets and liabilities and thereby impact earnings. The estimated impact to net income  (loss) for the year ended December 31, 2021 resulting from a 10% change to significant price assumptions is  as follows:   Price Assumptions  Forward AECO natural gas price  Forward Henry Hub natural gas price  Forward basis differential between Henry Hub and AECO   Forward WTI crude oil price  Forward PJM electricity price  Net Income (Loss) Impact  ($ millions)  +10%  (0.1)  (4.2)   (6.2)  (0.6)  29.0  (10)%  0.1  3.1  6.8  0.7  (31.7)  Advantage Energy Ltd. - 82           11.  Financial risk management (continued)   (c)  Commodity price risk   The Corporation’s commodity derivative contracts are classified as Level 2 within the fair value hierarchy. As  at December 31, 2021 (other than as indicated), the Corporation had the following commodity derivative  contracts in place:  Description of  Derivative  Natural gas ‐ AECO  Fixed price swap                  Term    Volume             Price  November 2021 to March 2022  4,739 Mcf/d    Cdn $4.48/Mcf  Natural gas ‐ Henry Hub NYMEX  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  November 2021 to March 2022  April 2022 to October 2022  April 2022 to October 2022  November 2022 to March 2023  April 2023 to October 2023  Natural gas ‐ AECO/Henry Hub Basis Differential  Basis swap  April 2023 to December 2024  Crude oil ‐ WTI NYMEX  Fixed price swap  January 2022 to June 2022  (1) Contract entered into subsequent to December 31, 2021.  Natural Gas ‐ Embedded Derivative  55,000 Mcf/d  55,000 Mcf/d  50,000 Mcf/d  85,000 Mcf/d  25,000 Mcf/d    US $3.44/Mcf    US $3.62/Mcf    US $4.54/Mcf (1)    US $4.67/Mcf (1)    US $3.35/Mcf (1)  40,000 Mcf/d    Henry Hub less US $1.19/Mcf  500 bbls/d    US $75.00/bbl   Advantage entered into a long‐term natural gas supply agreement under which Advantage will supply 25,000  MMbtu/d of natural gas for a 10‐year period, commencing in early 2023. Commercial terms of the agreement  are based upon a spark‐spread pricing formula, providing Advantage exposure to PJM electricity prices, back‐ stopped with a natural gas price collar. The contract contains an embedded derivative as a result of the spark‐ spread pricing formula and the natural gas price collar. The Corporation defined the host contract as a natural  gas sales arrangement with a fixed price of US $2.50/MMbtu. The Corporation will realize gains or losses  when the price received under the contract deviates from US $2.50/MMbtu. As at December 31, 2021 the  fair value of the natural gas embedded derivative resulted in an asset of $57.7 million (December 31, 2020 –  $3.4 million asset).  The  Corporation’s  natural  gas  embedded  derivative  contract  is  classified  as  Level  3  within  the  fair  value  hierarchy.  The  Corporation  determines  the  fair  value  of  the  embedded  derivative  contract  by  utilizing  an  observable 5‐year PJM electricity forecast. The remaining unobservable period beyond 5‐years is estimated  using  the  implied  inflation  rate  in  the  5‐year  PJM  electricity  forecast.  At  December  31,  2021,  the  implied  inflation rate in the 5‐year PJM power forecast averaged 1% per year. If the implied inflation rate in the 5‐ year  PJM  electricity  forecast  changed  by  1%,  the  fair  value  of  the  embedded  derivative  would  increase/decrease by $1.5 million.  Advantage Energy Ltd. - 83                     11.  Financial risk management (continued)   (d) Interest rate risk  Interest rate risk is the risk that future cash flows will fluctuate as a result of changes in market interest rates.  The interest charged on the outstanding bank indebtedness fluctuates with the interest rates posted by the  lenders. The Corporation is exposed to interest rate risk and has entered into fixed interest rate swaps to  mitigate interest rate risk. Had the borrowing rate been different by 100 basis points throughout the year  ended  December  31,  2021,  net  income  and  comprehensive  income  would  have  changed  by  $1.6  million  (December 31, 2020 – $2.3 million) based on the average debt balance outstanding during the year.  The Corporation’s interest rate derivative contracts are classified as Level 2 within the fair value hierarchy.  As at December 31, 2021, the Corporation had the following interest rate derivative contracts in place:  Description of  Derivative  Term  Notional Amount  Rate  One‐month bankers’ acceptance ‐ CDOR  Fixed interest rate swap  Fixed interest rate swap             April 2020 to March 2022             April 2020 to March 2022    $ 100,000,000  $ 75,000,000  0.83%  0.79%  As at December 31, 2021 the fair value of the interest rate derivatives outstanding resulted in a liability of  $0.1 million (December 31, 2020 – $0.8 million liability). The fair value of the interest rate derivatives has  been  allocated  to  current  and  non‐current  assets  and  liabilities  based  on  the  expected  timing  of  cash  settlements. (e) Foreign exchange risk  Foreign exchange risk is the risk that future cash flows will fluctuate as a result of changes in the CAD/USD  exchange rate. While the majority of the Corporation’s natural gas and liquids sales are settled in Canadian  dollars,  certain  natural  gas  and  oil  prices  where  the  Corporation  markets  its  natural  gas  and  liquids  production are denominated in US dollars. The Corporation has entered into average rate currency swaps to  mitigate the Corporation’s exposure to foreign exchange risk.  Had the CAD/USD foreign exchange rate been  different by $0.02 throughout the year ended December 31, 2021, net income and comprehensive income  would have changed by $2.6 million (December 31, 2020 – $4.9 million).  The  Corporation’s  foreign  exchange  derivative  contracts  are  classified  as  Level  2  within  the  fair  value  hierarchy. As at December 31, 2021, the Corporation had the following foreign exchange derivative contracts  in place:  Description of  Derivative  Forward rate ‐ CAD/USD  Average rate currency swap  Average rate currency swap  Average rate currency swap  Average rate currency swap  Average rate currency swap              Term  Notional Amount  Rate  June 2020 to May 2022  February 2021 to January 2023  June 2021 to May 2023  August 2021 to July 2022  March 2022 to February 2023  US $ 2,000,000/month  US $ 750,000/month  US $ 2,000,000/month  US $ 1,000,000/month  US $ 1,500,000/month  1.3495         1.2850   1.2025  1.2499  1.2719(1)  (1) Contract entered into subsequent to December 31, 2021.  Advantage Energy Ltd. - 84                     11.  Financial risk management (continued)   (e)   Foreign exchange risk (continued)  As at December 31, 2021 the fair value of the foreign exchange derivatives outstanding resulted in an liability  of $1.5 million (December 31, 2020 – $3.0 million asset). The fair value of the foreign exchange derivatives  has been allocated to current and non‐current assets and liabilities based on the expected timing of cash  settlements. (f) Capital management  The Corporation manages its capital with the following objectives:    To ensure sufficient financial flexibility to achieve the ongoing business objectives including replacement  of production, funding of future growth opportunities, and pursuit of accretive acquisitions; and  To maximize shareholder return through enhancing the share value.  Advantage monitors its capital structure and makes adjustments according to market conditions in an effort  to meet its objectives given the current outlook of the business and industry in general. The capital structure  of the Corporation is composed of working capital (cash and cash equivalents, trade and other receivables,  prepaid  expenses  and  deposits  and  trade  and  other  accrued  payables),  financing  liabilities,  bank  indebtedness,  and  share  capital.  Advantage  may  manage  its  capital  structure  by  issuing  new  shares,  repurchasing  outstanding  shares,  obtaining  additional  financing  either  through  bank  indebtedness  or  convertible  debenture  issuances,  refinancing  current  debt,  issuing  other  financial  or  equity‐based  instruments, declaring a dividend, adjusting capital spending, or disposing of assets. The capital structure is  reviewed by Management and the Board of Directors on an ongoing basis.  Working capital  Working  capital  is  a  capital  management  financial  measure  that  provides  Management  and  users  with  a   measure  of  the  Corporation’s  short‐term  operating  liquidity.  By  excluding  short  term  derivatives  and  the  current portion of provision and other liabilities, Management and users can determine if the Corporation’s  energy operations are sufficient to cover the short‐term operating requirements.  Working capital  is not a  standardized measure and  therefore  may  not be  comparable with the calculation of similar measures  by  other entities.  A summary of working capital as at December 31, 2021 and December 31, 2020 is as follows:  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Prepaid expenses and deposits  Trade and other accrued liabilities  Working capital surplus (deficit)  December 31  2021             25,238              54,769                3,483            (81,398)                 2,092   December 31  2020               3,279              28,491                2,021            (38,083)             (4,292)  Advantage Energy Ltd. - 85                             11.  Financial risk management (continued)   (f)  Capital management (continued) Net Debt  Net debt is a capital management financial measure that provides Management and users with a measure to  assess  the  Corporation’s  liquidity.  Net  debt  is  not  a  standardized  measure  and  therefore  may  not  be  comparable with the calculation of similar measures by other entities.  A summary of the reconciliation of net debt as at December 31, 2021 and December 31, 2020 is as follows:  Bank indebtedness (non‐current) (note 12)  Working capital (surplus) deficit  Net debt  December 31  2021  167,345   (2,092)  165,253   December 31  2020  247,105   4,292  251,397  Advantage’s capital structure as at December 31, 2021 and December 31, 2020 is as follows: Net debt   Shares outstanding (note 15)  Share closing market price ($/share)  Market Capitalization  Total Capitalization  12. Bank indebtedness  Revolving credit facility  Discount on bankers’ acceptance and other fees  Balance, end of year  December 31  2021  165,253   190,828,976   7.41   1,414,043   1,579,296   December 31  2020  251,397  188,112,797   1.71  321,673  573,070  December 31  2021  168,000   (655)  167,345   December 31  2020  248,000  (895)  247,105  As at December 31, 2021, the Corporation had credit facilities with a borrowing base of $350 million. The Credit  Facilities are comprised of a $30 million extendible revolving operating loan facility from one financial institution  and a $320 million extendible revolving credit facility from a syndicate of financial institutions.   Advantage Energy Ltd. - 86                                                           12. Bank indebtedness (continued)  In November 2021, the semi‐annual redetermination of the Credit Facilities borrowing base was completed with  no  changes  to  the  borrowing  base.  The  revolving  period  for  the  Credit  Facilities  will  end  in  June  2022  unless  extended at the option of the syndicate for a further 364‐day period. If not extended, the credit facility will be  converted at that time into a one‐year term facility, with the principal payable at the end of such one‐year term.  The Credit Facilities are subject to re‐determination of the borrowing base semi‐annually in November and May  of each year, with the next annual review scheduled to occur in May 2022. There can be no assurance that the  Credit  Facilities  will  be  renewed  at  the  current  borrowing  base  level  at  that  time.  The  borrowing  base  is  determined based on, among other things, a thorough evaluation of Advantage's reserve estimates based upon  the lenders commodity price assumptions. Revisions or changes in the reserve estimates and commodity prices  can have either a positive or a negative impact on the borrowing base. In the event that the lenders reduce the  borrowing  base  below  the  amount  drawn  at  the  time  of  redetermination,  the  Corporation  has  60  days  to  eliminate any shortfall by repaying amounts in excess of the new re‐determined borrowing base.   Amounts borrowed under the Credit Facilities bear interest at rates ranging from interest at Canadian bank prime  plus 2.5% to 4.5% per annum, and Canadian prime or US base rate plus 1.5% to 3.5% per annum, in each case,  depending on the type of borrowing and the Corporation’s debt to Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation  and Amortization (“EBITDA”) ratio.   Undrawn amounts under the Credit Facilities bear a standby fee ranging from 0.6250% to 1.1250% per annum,  dependent on the Corporation’s debt to EBITDA ratio. Repayments of principal are not required prior to maturity  provided that the borrowings under the Credit Facilities do not exceed the authorized borrowing base and the  Corporation is in compliance with all covenants, representations and warranties.   The Credit Facilities prohibit the Corporation from entering into any fixed price derivative contract, excluding  basis swaps, where the term of such contract exceeds five years. Further, the aggregate of such contracts cannot  hedge greater than 75% of total estimated natural gas and liquids production over the first three years and 50%  over the fourth and fifth years. In addition, the Credit Facilities allow us to enter into basis swap arrangements  to any natural gas price point in North America for up to 100,000 MMbtu/day with a maximum term of seven  years. Basis swap arrangements and the Corporation’s embedded derivative do not count against the limitations  on hedged production.  The Credit Facilities contain standard commercial covenants for credit facilities of this nature. The Corporation  did not have any financial covenants at December 31, 2021 and 2020.  Under the Credit Facilities, the Corporation  must ensure at all times that its Liability Management Rating (“LMR”) is not less than 2.0. As at December 31,  2021  the  Corporation  had  a  25.6  LMR  (December  31,  2020  –  24.7  LMR).  All  other  applicable  non‐financial  covenants were met at December 31, 2021 and 2020. Breach of any covenant will result in an event of default in  which case the Corporation has 30 days to remedy such default. If the default is not remedied or waived, and if  required by the lenders, the administrative agent of the lenders has the option to declare all obligations under  the credit facilities to be immediately due and payable without further demand, presentation, protest, days of  grace,  or  notice  of  any  kind.  The  Credit  Facilities  are  collateralized  by  a  $1  billion  floating  charge  demand  debenture covering all assets. For the year ended December 31, 2021, the average effective interest rate on the  outstanding amounts under the facilities was approximately 4.7% (December 31, 2020 – 4.3%). The Corporation  had letters of credit of US$9.0 million outstanding at December 31, 2021 (December 31, 2020 – US$15 million).  Advantage Energy Ltd. - 87     13. Provisions and other liabilities  Performance Awards (note 17(c))  Deferred revenue (a)  Project funding grant (b)  Lease liability (c)  Financing liability (d)   Decommissioning liability (e)   Balance, end of year  Current provisions and other liabilities  Non‐Current provisions and other liabilities  (a) Deferred revenue    Year ended  December 31, 2021                  9,970                   6,603                         57                   2,173                93,488                62,474              174,765                11,224              163,541   Year ended  December 31, 2020          4,620           6,603   ‐          2,279          96,864          60,894        171,260           5,632        165,628   Deferred  revenue  represents  an  advance  payment  received  by  Advantage  in  consideration  for  the  future  sales of natural gas.  (b) Project funding grant The Corporation received a $20 million grant under the Government of Alberta’s “Industrial Energy Efficiency  and Carbon Capture Utilization and Storage Program” to be utilized solely for project expenditures related  to reducing carbon emissions. Advantage shall not use the funding for more than 75% of the total project  expenses, whereby any excess would result in a proportionate repayment of the project funding. The project  which the funding relates to is expected to be completed in the second quarter of 2022.  A reconciliation of the project funding is as follows: Balance, beginning of the year  Project funding received  Interest earned  Project expenditures incurred   Balance, end of year  (c) Lease liability  Year ended  December 31, 2021                         ‐                  20,000                         57              (20,000)                        57   The Corporation incurs lease payments related to its head office and other miscellaneous equipment. The  Corporation has recognized a lease liability in relation to all lease arrangements measured at the present  value of the remaining lease payments using the Corporation’s weighted‐average incremental borrowing rate  of 4.3%.   A reconciliation of the lease liability is provided below: Balance, beginning of the year  Additions   Interest expense   Lease payments  Balance, end of year  Current lease liability  Non‐current lease liability  Year ended  December 31, 2021  2,279   169   96   (371)  2,173   364   1,809   Year ended  December 31, 2020  2,537   ‐   102   (360)  2,279   256   2,023   Advantage Energy Ltd. - 88                                                                           13.   Provisions and other liabilities (continued)  (d) Financing liability  On July 2, 2020, Advantage closed the sale of a 12.5% interest in the Corporation’s 400 MMcf/d Glacier Gas  Plant for proceeds of $100 million (before transaction costs) and entered into a 15‐year take‐or‐pay volume  commitment  agreement  with  the  purchaser  for  50  MMcf/d  capacity  at  a  fee  of  $0.66/Mcf.  The  volume  commitment  agreement  is  treated  as  a  financing  transaction  where  Advantage  is  obligated  to  pay  the  purchaser $180.8 million over the course of the 15‐year term. The effective interest rate associated with the  financing transaction is 9.1%.  A reconciliation of the financing liability is provided below:  Balance, beginning of the year  Additions, net of transaction cost   Interest expense   Financing payments  Balance, end of year  Current financing liability  Non‐current financing liability  (e) Decommissioning liability  Year ended  December 31, 2021  96,864   ‐   8,669   (12,045)  93,488   3,696   89,792   Year ended  December 31, 2020  ‐   98,453   4,483   (6,072)  96,864   3,376   93,488   The Corporation’s decommissioning liability results from net ownership interests in natural gas and liquids  assets  including  well  sites,  gathering  systems  and  facilities,  all  of  which  will  require  future  costs  of  decommissioning under environmental legislation. These costs are expected to be incurred between 2022  and 2076. A risk‐free rate of 1.76% (December 31, 2020 ‐ 1.24%) and an inflation factor of 2.0% (December  31, 2020 – 1.5%) were used to calculate the fair value of the decommissioning liability at December 31, 2021.  As  at  December  31,  2021,  the  total  estimated  undiscounted,  uninflated  cash  flows  required  to  settle  the  Corporation’s decommissioning liability was $57.6 million (December 31, 2020 – $55.2 million).   A reconciliation of the decommissioning liability is provided below:  Balance, beginning of the year  Accretion expense  Liabilities incurred  Plant disposition (note 13(d)) (note 9b)  Change in estimates  Effect of change in risk‐free rate and inflation rate factor  Liabilities settled  Balance, end of year  Current decommissioning liability  Non‐current decommissioning liability  Year ended  December 31, 2021  60,894   1,108   1,737   ‐   (1,800)  1,568   (1,033)  62,474   2,000   60,474   Year ended  December 31, 2020  58,273   797   1,575   (625)  (690)  2,644   (1,080)  60,894   2,000   58,894   Advantage Energy Ltd. - 89                                                         13.  Provisions and other liabilities (continued)  (f) Contractual maturities   The  following  table  details  the  undiscounted  cash  flows  and  contractual  maturities  of  the  Corporation’s  Performance Awards, lease liability and financing liability, as at December 31, 2021:      ($ millions)  Performance Awards  Lease liability  Financing liability  Total fixed payments  Total  2022  17.3  2.4  162.5  182.2  5.6  0.4  12.0  18.0  Payments due by period  2025  2024  2023  6.0  0.4  12.0  18.4  5.7  0.4  12.1  18.2  ‐  0.4  12.0  12.4  2026  ‐  0.4  12.0  12.4  Beyond  ‐  0.4  102.4  102.8  14. Income taxes  The provision for income taxes is as follows:  Current income tax expense  Deferred income tax expense (recovery)   Income tax expense (recovery)  Year ended  December 31, 2021  Year ended  December 31, 2020  ‐   121,092   121,092   ‐   (83,270)  (83,270)  The  provision  for  income  taxes  varies  from  the  amount  that  would  be  computed  by  applying  the  combined  federal and provincial income tax rates for the following reasons: Income (loss) before taxes and non‐controlling interest  Combined federal and provincial income tax rates  Expected income tax expense (recovery)  Increase (decrease) in income taxes resulting from:      Non‐deductible share‐based compensation      Change in unrecognized deferred income tax assets      Change in provincial corporate tax rate      Other  Income tax expense (recovery)  Effective tax rate  Year ended  December 31, 2021  532,446   Year ended  December 31, 2020  (367,316)                         23.00 %                          24.00 %  (88,156)  122,463   937   ‐   ‐   (2,308)  121,092                         22.74 %  1,271  1,367  (541)  2,789  (83,270)                          22.67 %  Advantage Energy Ltd. - 90                   14. Income taxes (continued)   The  movement  in  deferred  income  tax  assets  (liabilities)  without  taking  into  consideration  the  offsetting  of  balances within the same tax jurisdiction is as follows:  At December 31, 2020  (Charged) credited  to income  At December 31, 2021  Deferred income tax assets:     Decommissioning liability      Non‐capital losses      Financing liability     Derivative asset/liability     Other  Deferred income tax liabilities:     Property, plant and equipment     Derivative asset/liability     Other  Deferred income tax asset (liability)  Deferred income tax assets:     Decommissioning liability      Non‐capital losses      Financing liability     Derivative asset/liability     Other  Deferred income tax liabilities:     Property, plant and equipment     Other  Deferred income tax asset (liability)  14,006   187,675   22,279   6,003   19,979   249,942   (225,074)  ‐   (60)  (225,134)  24,808   363   (20,323)  (777)  (6,003)  2,043   (24,697)  (86,165)  (9,867)  (363)  (96,395)  (121,092)  14,369  167,352  21,502  ‐  22,022  225,245  (311,239)  (9,867)  (423)  (321,529)  (96,284)  At December 31, 2019  (Charged) credited  to loss  At December 31, 2020  13,462  173,247  ‐  7,655  18,907  213,271  (271,708)  (25)  (271,733)  (58,462)  544  14,428  22,279  (1,652)  1,072  36,671  46,634  (35)  46,599  83,270  14,006  187,675  22,279  6,003  19,979  249,942  (225,074)  (60)  (225,134)  24,808  Advantage Energy Ltd. - 91                                           14. Income taxes (continued)   The estimated tax pools available at December 31, 2021 are as follows:  Canadian development expenses  Canadian exploration expenses  Canadian oil and gas property expenses  Non‐capital losses  Undepreciated capital cost  Capital losses  Scientific research and experimental development expenditures  Other  199,934   68,038   12,848   727,607   213,416   146,619   32,506   6,421   1,407,389   The non‐capital loss carry forward balances above expire no earlier than 2023.  No deferred tax asset has been recognized for capital losses of $147 million (December 31, 2020 – $158 million).  Recognition is dependent on the realization of future taxable capital gains. 15. Share capital  (a) Authorized  The Corporation is authorized to issue an unlimited number of shares without nominal or par value.  (b) Issued   Common Shares  (# of shares)  Balance at December 31, 2019  Shares issued on Performance Share Unit settlements   Contributed surplus transferred on Performance Share Unit settlements  Balance at December 31, 2020  Shares issued on Performance Share Unit settlements (note 17 (a))  Contributed surplus transferred on Performance Share Unit settlements  Balance at December 31, 2021  186,910,848  1,201,949   ‐   188,112,797   2,716,179   ‐   190,828,976   Share capital  ($000)  2,349,703   ‐   10,944   2,360,647   ‐   10,069   2,370,716   Advantage Energy Ltd. - 92                                 16. Non‐controlling interest (“NCI”)  At  December  31,  2020,  Advantage  owned  100%  of  Entropy,  a  private  cleantech  company  focused  on  commercializing energy‐transition technologies.  On  May  5,  2021,  Entropy  issued  common  shares  to  Allardyce  Bower  Holdings  Inc.  (“ABC”)  in  exchange  for  intellectual property, resulting in Advantage and ABC owning 90% and 10% of Entropy, respectively.  Advantage  has  recognized  a  non‐controlling  interest  in  shareholders’  equity,  representing  the  carrying  value  of  the  10%  shareholding of Entropy held by outside interests.  A reconciliation of the non‐controlling interest is provided below:  Balance, beginning of the year  Consideration contributed by NCI  Net loss and comprehensive loss attributable to NCI  Balance, end of year  17. Long‐term compensation plans  Year ended  December 31, 2021                           ‐                       2,500                      (169)                    2,331   (a) Restricted and Performance Award Incentive Plan – Performance Share Units  Under the Restricted and Performance Award Incentive Plan, service providers can be granted two types of  equity incentive awards: Restricted Share Units and Performance Share Units. As at December 31, 2021, no  Restricted Share Units have been granted. Performance Share Units vest on the third anniversary of the grant  date  and  are  subject  to  a  Payout  Multiplier  that  is  determined  based  on  the  achievement  of  corporate  performance measures during that three‐year period, as approved by the Board of Directors.  The following table is a continuity of Performance Share Units:  Balance at December 31, 2019  Granted  Settled  Forfeited  Balance at December 31, 2020   Granted  Settled  Forfeited  Balance at December 31, 2021  Performance Share Units  3,947,576   2,119,061  (664,496)  (158,543)  5,243,598   1,247,026   (1,549,658)  (60,282)  4,880,684   During  April  2021,  1,549,658  Performance  Share  Units  matured  and  were  settled  with  the  issuance  of  2,716,179 common shares and $0.7 million of cash consideration.  Advantage Energy Ltd. - 93                                                                                   17. Long‐term compensation plans (continued)  (b) Share‐based compensation expense  Share‐based compensation expense after capitalization for the years ended December 31, 2021 and 2020  are as follows:  Total share‐based compensation  Capitalized  Cash settled awards  Share‐based compensation expense   Year ended  December 31  2021  2020  6,786   (2,051)  (682)  4,053   8,108   (2,830)  ‐   5,278   (c) Performance Award Incentive Plan ‐ Performance Awards  Under the Performance Award Incentive Plan, service providers can be granted cash Performance Awards.  Such grants vest on the third anniversary of the grant date and are subject to a Payout Multiplier that is  determined based on the achievement of corporate performance measures during that three‐year period,  as  approved  by  the  Board  of  Directors.  Performance  Awards  are  expensed  to  general  and  administrative  expense with the recording of a current and non‐current liability (note 13) until eventually settled in cash.  The following table is a continuity of the Corporation’s liability related to outstanding Performance Awards:  Balance, beginning of the year  Performance Award expense  Interest expense  Balance, end of year  Current   Non‐current  Year ended  December 31, 2021  4,620  5,284  66  9,970                 5,107                  4,863   Year ended  December 31, 2020             1,252              3,339                   29              4,620   ‐  4,620  Advantage Energy Ltd. - 94                                                             17. Long‐term compensation plans (continued) (d) Deferred Share Units  Deferred  Share  Units  are  issued  to  Directors  of  the  Corporation.  Each  Deferred  Share  Unit  entitles  participants to receive cash equal to the Corporation’s common shares, multiplied by the number of DSUs  held.  All  Deferred  Share  Units  vest  immediately  upon  grant  and  become  payable  upon  retirement  of  the  Director from the Board.  The following table is a continuity of Deferred Share Units:  Balance at December 31, 2019  Granted  Balance at December 31, 2020   Granted  Settled  Balance at December 31, 2021  Deferred Share Units             441,863              187,467              629,330              105,140              (90,377)             644,093   The  expense  related  to  Deferred  Share  Units  is  calculated  using  the  fair  value  method  based  on  the  Corporation’s share price at the end of each reporting period and is charged to general and administrative  expense.  The  following  table  is  a  continuity  of  the  Corporation’s  liability  related  to  outstanding  Deferred  Share Units included in trade and other accrued liabilities:  Balance, beginning of the year  Granted  Revaluation of outstanding Deferred Share Units  Settled  Balance, end of year  Year ended  December 31, 2021                 1,076                      418                  3,599                    (320)                 4,773   Year ended  December 31, 2020             1,215                 364                (503)  ‐             1,076   18. Net income (loss) per share attributable to Advantage shareholders    The  calculations  of  basic  and  diluted  net  income  (loss)  per  share  are  derived  from  both  net  income  (loss)  attributable to Advantage shareholders and weighted average shares outstanding, calculated as follows:  Net income (loss) attributable to Advantage shareholders       Basic and diluted  Weighted average shares outstanding        Basic       Performance Share Units(1)       Diluted  Net income (loss) per share attributable to Advantage shareholders           Basic ($/share)       Diluted ($/share)  (1) Performance Share Units are non‐dilutive when the Corporation is in a loss position.  Advantage Energy Ltd. - 95 Year ended  December 31  2021  2020  411,523   (284,045)  190,077,376   187,761,408   ‐   198,603,975   187,761,408   8,526,599   $    2.17   $    2.07   $    (1.51)  $    (1.51)                                                                                                                                      19. Natural gas and liquids sales  Advantage’s revenue is comprised of natural gas, crude oil & condensate and NGLs sales to multiple customers.  For the years ended December 31, 2021 and 2020, natural gas and liquids sales was as follows:  Crude oil   Condensate  NGLs  Liquids  Natural Gas  Natural gas and liquids sales    Year ended  December 31  2021  31,209  25,226  44,423  100,858  2020  23,096  12,085  18,080  53,261  391,177  191,824  492,035  245,085  At  December  31,  2021,  receivables  from  contracts  with  customers,  which  are  included  in  trade  and  other  receivables, were $49.5 million (December 31, 2020 ‐ $27.1 million).  20. General and administrative expense   Personnel  Revaluation of outstanding Deferred Share Units  Professional fees  Information technology cost  Office rent and administration cost  Total general and administrative  Capitalized  General and administrative expense  21. Finance expense Interest on bank indebtedness (note 12)  Interest on provisions and other liabilities (note 13, 17(c))   Accretion of decommissioning liability (note 13(e))  Other  Total finance expense  Year ended  December 31  2021  19,673   3,599  1,286   1,995   1,148   27,701   (7,841)  19,860   2020  14,488   (503)  431   1,580   748   16,744   (5,429)  11,315   Year ended  December 31  2021        11,250            8,831            1,108             (171)        21,018   2020  13,186  4,614  797  373        18,970   Advantage Energy Ltd. - 96                                                                                                                                         22. Related party transactions  (a) Key management compensation  The compensation paid or payable to officers and directors is as follows:  Salaries, director fees and short‐term benefits  Share‐based compensation and Performance Awards (1)  Year ended  December 31  2021  2020  4,903  5,075  9,978  3,664  5,024  8,688  (1) Represents the grant date fair value of Performance Share Units and Performance Awards granted.  As at December 31, 2021, there is a commitment of $4.4 million (December 31, 2020 – $4.0 million) related  to change of control or termination of employment of officers.  (b) Management Services Agreement  The Corporation entered into a Management Services Agreement with Entropy whereas Advantage provides  certain administrative, accounting, financial, strategic, planning and management services to Entropy, which  are in the in the normal course of operations. During the year ended December 31, 2021, the Corporation  incurred $0.8 million (December 31, 2020 – nil) in G&A recoveries, payable to Advantage in connection with  the Management Services Agreement.  23. Supplementary cash flow information   Changes in non‐cash working capital is comprised of:  Source (use) of cash:  Trade and other receivables  Prepaid expense and deposits  Trade and other accrued liabilities  Performance Awards  Deferred revenue   Project funding  Related to operating activities  Related to financing activities  Related to investing activities   Cash interest paid  Cash income taxes paid  Year ended  December 31  2021  2020  (26,278)  (1,462)  43,315   5,350   ‐   (20,000)  925   (10,639)  ‐   11,564   925   20,150  ‐  827   (534)  (13,817)  3,368   6,603   ‐   (3,553)  (2,867)  ‐  (686)  (3,553)  16,692  ‐  Advantage Energy Ltd. - 97                                                                                                                                   23.  Supplementary cash flow information (continued)  The following table provides a detailed breakdown of the cash and non‐cash changes in financing liabilities arising  from financing activities:  Cash flows  Draws on credit facility     Repayment of credit facility     Bankers’ acceptance and other fees  Lease payments  Financing payments  Net proceeds from financing liability transaction  Total cash flows  Non‐cash changes  Amortization of bankers’ acceptance and other fees  Lease interest expense  Financing liability Interest expense  Total non‐cash changes  Cash provided by (used in) financing activities  24. Commitments    Year ended  December 31  2021  2020  30,000   (110,000)  (10,288)  (371)  (12,045)  ‐   (102,704)  75,000   (125,000)  (11,075)  (360)  (6,072)  98,453   30,946   10,528   96   8,669   19,293   12,556   102   4,483   17,141   (83,411)  48,087  At December 31, 2021 Advantage had commitments relating to building operating cost of $2.3 million, processing  commitments  of  $59.6  million  and  transportation  commitments  of  $430.4  million.  The  estimated  remaining  payments are as follows:  ($ millions)  Building operating cost (1)  Processing  Transportation  Total commitments  Total  2.3  59.6  455.0  516.9  2022  0.4  5.9  65.5  71.8  Payments due by period  2025  2024  0.4  0.4  9.5  10.0  57.8  59.6  67.7  70.0  2023  0.4  7.9  62.5  70.8  2026  0.4  7.0  50.6  58.0  Beyond  0.3  19.3  159.0  178.6  (3) Excludes fixed lease payments which are included in the Corporation’s lease liability.  Advantage Energy Ltd. - 98                                                                                                         Forward‐Looking Information and Other Advisories   ADVISORY  This document contains certain forward‐looking statements and forward‐looking information (collectively, "forward‐ looking statements"), which are based on our current internal expectations, estimates, projections, assumptions and  beliefs. These forward‐looking statements relate to future events or our future performance. All statements other  than statements of historical fact may be forward‐looking statements. Forward‐looking statements are often, but  not  always,  identified  by  the  use  of  words  such  as  "seek",  "anticipate",  "plan",  "continue",  "estimate",  "expect",  "may", "will", "project", "predict", "potential", "targeting", "intend", "could", "might", "should", "believe", "would"  and similar or related expressions. These statements are not guarantees of future performance.  In  particular,  forward‐looking  statements  in  this  document  include,  but  are  not  limited  to,  statements  about  our  strategy,  plans,  objectives,  priorities  and  focus  and  the  benefits  to  be  derived  therefrom;  the  Corporation's  expectations that it will eliminate net debt during the third quarter of 2022; Advantage's plans to implement a share  buyback program and the anticipating timing thereof and benefits to be derived therefrom; Advantage's ability to  enhance profitability through all phases of the commodities cycles; anticipated growth in demand; that Advantage is  well positioned to generate significant shareholder value; the anticipated downtime at Glacier for plant turnaround  and that such downtime will lead to the completion of the Phase 1 CCS project; anticipated gas supply shortages and  elevated pricing; Advantage's expectations that minimal new Glacier volumes will come onstream for the remainder  of 2022; the anticipated timing and costs of the construction of the trunk‐line tying Advantage's oil battery to Keyera's  Pipestone Processing Facility at Wembley and the anticipated benefits to be derived therefrom upon completion; the  anticipated  timing  and  costs  of  the  construction  of  the  new  compressor  station  at  Progress  and  the  anticipated  benefits  to  be  derived  therefrom  upon  completion;  the  anticipated  timing  of  Advantage's  Indigenous  Education  Scholarship  program  and  the  anticipated  benefits  to  be  derived  therefrom;  the  anticipated  timing  of  Mr.  Ron  McIntosh's  retirement  and  the  appointment  of  his  successor;  Advantage's  expectations  that  AFF  will  more  than  double in 2022; Advantage's expectations that it will generate significant free cash flow of over $140 million in the  first half of 2022; the revised guidance for 2021, and the additional capital's ability to deliver higher production into  the winter markets; the focus of Advantage's 2022 capital program and its ability to grow adjusted funds flow per  share, increase liquids revenue and make infrastructure investments that increase third‐party processing revenue or  establish carbon revenue for Entropy; the Corporation's expected payout ratio; that the Corporation will dedicate  free  cash flow towards debt reduction;  guidance for 2022 including the cash used in investing activities, average  production, liquids production (% of total production), royalty rate, operating expense, transportation expense and  G&A/finance expense; that Entropy's non‐binding financing agreement will lead to a completed financing and the  anticipated  timing and  benefits to  be  derived therefrom; anticipated production rates in  2022; the Corporation's  forecasted  2022  natural  gas  market  exposure  including  the  anticipated  effective  production  rate;  rate;  the  Corporation's expected number of wells to be drilled in the first quarter of 2022 and placed on production in the  second  quarter  of  2022;  the  Corporation's  hedging  activities  and  the  benefits  to  be  derived  therefrom;  future  commitments and contractual obligations and the anticipated payments in connection therewith and the anticipated  timing thereof; the Corporation's ability to ensure that it is properly diversified to multiple markets; the terms of the  Corporation's  derivative  contracts,  including  their  purposes,  the  timing  of  settlement  of  such  contracts  and  the  anticipated benefits to be derived therefrom; the Corporation's anticipated 2022 annual operating expense per boe  and transportation expense per boe; estimated tax pools; the Corporation's anticipated; terms of the Corporation's  Credit  Facilities,  including  timing  of  the  next  review  of  the  Credit  Facilities  and  the  Corporation's  expectations  regarding extension of the Credit Facilities at each annual review; the Corporation's ability to strengthen its balance  sheet, maintain a disciplined commodity risk management program and increase available liquidity; the Corporation's  expectations  that  it  is  well  positioned  to  continue  successfully  executing  its  multi‐year  development  plan;  expectations  that  Advantage's  increase  in  market  capitalization  will  provide  the  Corporation  with  flexibility  in  managing its capital structure; the Corporation's strategy for managing its capital structure, including by issuing new  common  shares,  repurchasing  outstanding  common  shares,  obtaining  additional  financing  through  bank  indebtedness, refinancing current debt, issuing other financial or equity‐based instruments, declaring a dividend or  adjusting capital spending; the Corporation's ability to satisfy all liabilities and commitments and meet future   Advantage Energy Ltd. - 99 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  obligations as they become due and the means for satisfying such future obligations; expectations that the Phase 1  CCS project will be completed by the second quarter of 2022; the Corporation's anticipated reductions in Scope 1  and 2 emissions and the anticipated timing thereof; the Corporation's expectations that it will achieve "net zero"  Scope  1  and  2  emissions  by  2025;  the  benefits  to  be  derived  from  Entropy's  planned  capital  projects  and  the  expectation that they will result in completed CCS projects and the anticipated timing thereof; that the Phase 2 CCS  project will come on‐stream and the anticipated benefits to be derived therefrom and the anticipated timing thereof;  the statements under "critical accounting estimates" in this MD&A; and other matters.   These forward‐looking statements involve substantial known and unknown risks and uncertainties, many of which  are  beyond  our  control,  including,  but  not  limited  to,  risks  related  to  changes  in  general  economic  conditions  (including as a result of demand and supply effects resulting from the COVID‐19 pandemic and the actions of OPEC  and non‐OPEC countries) which will, among other things, impact demand for and market prices of the Corporation’s  products, market and business conditions; continued volatility in market prices for oil and natural gas; the impact of  significant  declines  in  market  prices  for  oil  and  natural  gas;  stock  market  volatility;  changes  to  legislation  and  regulations and how they are interpreted and enforced; our ability to comply with current and future environmental  or other laws; actions by governmental or regulatory authorities including increasing taxes, regulatory approvals,  changes in investment or other regulations; changes in tax laws, royalty regimes and incentive programs relating to  the  oil  and  gas  industry;  the  effect  of  acquisitions;  our  success  at  acquisition,  exploitation  and  development  of  reserves; unexpected drilling results; failure to achieve production targets on timelines anticipated or at all; changes  in commodity prices, currency exchange rates, capital expenditures, reserves or reserves estimates and debt service  requirements;  the  occurrence  of  unexpected  events  involved  in  the  exploration  for,  and  the  operation  and  development of, oil and gas properties; hazards such as fire, explosion, blowouts, cratering, and spills, each of which  could result in substantial damage to wells, production facilities, other property and the environment or in personal  injury; changes or fluctuations in production levels; individual well productivity; delays in anticipated timing of drilling  and completion of wells; the number of wells to be drilled in the first quarter of 2022 and placed on production in  the second quarter of 2022 will be less than anticipated lack of available capacity on pipelines; delays in timing of  facility  installation;  potential  disruption  of  the  Corporation’s  operations  as  a  result  of  the  COVID‐19  pandemic  through  potential  loss  of  manpower  and  labour  pools  resulting  from  quarantines  in  the  Corporation’s  operating  areas,  risk  on  the  financial  capacity  of  the  Corporation's  contract  counterparties  and  potentially  their  ability  to  perform  contractual  obligations,  delays  in  obtaining  stakeholder  and  regulatory  approvals;  performance  or  achievement could differ materially from those expressed in, or implied by, the forward‐looking information; the  failure to extend the credit facilities at each annual review; competition from other producers; the lack of availability  of qualified personnel or management; ability to access sufficient capital from internal and external sources; credit  risk; that the Glacier CCS project will not come on‐stream when expected; that Advantage will not be able to achieve  "net  zero"  emissions  by  2025;  that  Entropy's  existing  planned  capital  projects  will  not  result  in  completed  CCS  projects; the price of and market for carbon credits and offsets; current and future carbon prices and royalty regimes;  that Entropy's non‐binding financing may not be completed on the anticipated terms or at all; Advantage will not  have sufficient capital to implement a share buyback program; Advantage will not enhance profitability through all  phases of the commodities cycles; the anticipated downtime at Glacier will not lead to the completion of the Phase  1 CCS project; the construction of the trunk‐line tying Advantage's oil battery to Keyera's Pipestone Processing Facility  at Wembley will not be completed when or for the costs anticipated; the construction of the new compressor station  at Progress will not be completed when or for the costs anticipated; Advantage's AFF and free cash flow will be less  than anticipated in 2022; and the risks and uncertainties described in the Corporation’s Annual Information Form  which is available at www.sedar.com and www.advantageog.com. Readers are also referred to risk factors described  in other documents Advantage files with Canadian securities authorities.  Advantage Energy Ltd. - 100   Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  With respect to forward‐looking statements contained in this document, in addition to other assumptions identified  herein, Advantage has made assumptions regarding, but not limited to: current and future prices of oil and natural  gas; the impact (and the duration thereof) that the COVID‐19 pandemic will have on (i) the demand for crude oil,  NGLs and natural gas, (ii) the supply chain, including the Corporation's ability to obtain the equipment and services  it requires, and (iii) the Corporation's ability to product, transport and/or sell its crude oil, NGLs and natural gas; that  the  current  commodity  price  and  foreign  exchange  environment  will  continue  or  improve;  conditions  in  general  economic and financial markets; effects of regulation by governmental agencies; receipt of required stakeholder and  regulatory  approvals;  royalty  regimes;  future  exchange  rates;  royalty  rates;  future  operating  costs;  availability  of  skilled labour; availability of drilling and related equipment; timing and amount of capital expenditures; the ability to  efficiently integrate assets acquired through acquisitions; the impact of increasing competition; the price of crude oil  and natural gas; that the Corporation will have sufficient cash flow, debt or equity sources or other financial resources  required  to  fund  its  capital  and  operating  expenditures  and  requirements  as  needed;  that  Entropy's  non‐binding  financing agreement will lead to a completed financing; that Entropy's planned capital projects will lead to completed  CCS projects; that the Corporation’s conduct and results of operations will be consistent with its expectations; that  the Corporation will have the ability to develop the Corporation’s crude oil and natural gas properties in the manner  currently  contemplated;  availability  of  pipeline  capacity;  that  current  or,  where  applicable,  proposed  assumed  industry conditions, laws and regulations will continue in effect or as anticipated as described herein; that Advantage  will  have  sufficient  capital  to  implement  a  share  buyback  program;  that  Advantage  will  receive  the  required  regulatory  approvals  to  initiate  a  share  buyback  program;  that  five  days  of  downtown  at  Glacier  will  lead  to  a  completed Phases 1 CCS project; and that the estimates of the Corporation’s production, reserves and resources  volumes and the assumptions related thereto (including commodity prices and development costs) are accurate in  all material respects.  The future acquisition by the Corporation of the Corporation's shares pursuant to a share buyback program, if any,  and  the  level  thereof  is  uncertain.  Any  decision  to  implement  a  share  buyback  program  or  acquire  shares  of  the  Corporation will be subject to the discretion of the board of directors of the Corporation and may depend on a variety  of  factors,  including,  without  limitation,  the  Corporation's  business  performance,  financial  condition,  financial  requirements,  growth  plans,  expected  capital  requirements  and  other  conditions  existing  at  such  future  time  including, without limitation, contractual restrictions, satisfaction of the solvency tests imposed on the Corporation  under applicable corporate law and receipt of regulatory approvals. There can be no assurance that the Corporation  will buyback any shares of the Corporation in the future.  Management  has  included  the  above  summary  of  assumptions  and  risks  related  to  forward‐looking  information  provided in this document in order to provide shareholders with a more complete perspective on Advantage's future  operations and such information may not be appropriate for other purposes. Advantage’s actual results, performance  or achievement could differ materially from those expressed in, or implied by, these forward‐looking statements and,  accordingly, no assurance can be given that any of the events anticipated by the forward‐looking statements will  transpire or occur, or if any of them do so, what benefits that Advantage will derive there from. Readers are cautioned  that the foregoing lists of factors are not exhaustive. These forward‐looking statements are made as of the date of  this document and Advantage disclaims any intent or obligation to update publicly any forward‐looking statements,  whether as a result of new information, future events or results or otherwise, other than as required by applicable  securities laws.  This  document  contains  information  that  may  be  considered  a  financial  outlook  under  applicable  securities  laws  about the Corporation's potential financial position, including, but not limited to: the Corporation's expectations that  it will eliminate net debt during the third quarter of 2022; Advantage's expectations that AFF will more than double  in 2022; Advantage's expectations that it will generate significant free cash flow of over $140 million in the first half   Advantage Energy Ltd. - 101 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  of  2022;  the  Corporation's  expected  payout  ratio;  the  Corporation's  anticipated  cash  used  in  investing  activities;  anticipated average production, liquids production, royalty rate, operating expenses, transportation expenses and  G&A/finance  expenses  in  2022;  and  the  Corporation's  expected  2022  annual  operating  expense  per  boe  and  transportation  expense  per  boe;  all  of  which  are  subject  to  numerous  assumptions,  risk  factors,  limitations  and  qualifications, including those set forth in the above paragraphs. The actual results of operations of the Corporation  and the resulting financial results will vary from the amounts set forth in this document and such variations may be  material. This information has been provided for illustration only and with respect to future periods are based on  budgets and forecasts that are speculative and are subject to a variety of contingencies and may not be appropriate  for other purposes. Accordingly, these estimates are not to be relied upon as indicative of future results. Except as  required by applicable securities laws, the Corporation undertakes no obligation to update such financial outlook.  The  financial  outlook  contained  in  this  MD&A  was  made  as  of  the  date  of  this  MD&A  and  was  provided  for  the  purpose of providing further information about the Corporation's potential future business operations. Readers are  cautioned that the financial outlook contained in this MD&A is not conclusive and is subject to change.  This document contains metrics commonly used in the oil and natural gas industry which have been prepared by  management such as “operating netback”, "net asset value", "reserve additions", "reserve per share" and "reserve  life index". These terms do not have standard meaning and may not be comparable to similar measures presented  by other companies and, therefore, should not be used to make such comparisons. Management uses these oil and  natural gas metrics for its own performance measurements, and to provide shareholders with measures to compare  Advantage’s operations overtime. Readers are cautioned that the information provided by these metrics, or that can  be derived from metrics presented in the MD&A, should not be relied upon for investment or other purposes. Refer  above to “Specified Financial Measures” section of this MD&A for additional disclosure on “operating netback”.  References in this document to short‐term production rates are useful in confirming the presence of hydrocarbons,  however such rates are not determinative of the rates at which such wells will commence production and decline  thereafter and are not indicative of long‐term performance or of ultimate recovery. Additionally, such rates may also  include recovered "load oil" fluids used in well completion stimulation. While encouraging, readers are cautioned not  to place reliance on such rates in calculating the aggregate production of Advantage.  References to natural gas, crude oil and condensate and NGLs production in the document refer to conventional  natural gas, light crude oil and medium crude oil and natural gas liquids, respectively, product types as defined in  National Instrument 51‐101.  Advantage Energy Ltd. - 102                     Specified Financial Measures  Throughout  this  document  and  in  other  documents  disclosed  by  the  Corporation,  Advantage  discloses  certain  measures to analyze financial performance, financial position, and cash flow. These specified financial measures do  not have any standardized meaning prescribed under IFRS and therefore may not be comparable to similar measures  presented by other entities. The specified financial measures  should not be considered to be more meaningful than  GAAP measures which are determined in accordance with IFRS, such as net income (loss) and comprehensive income  (loss),  cash  provided  by  operating  activities,  and  cash  used  in  investing  activities,  as  indicators  of  Advantage’s  performance.  Refer to “Specified Financial Measures” on page 29 of the Corporation’s Consolidated Management’s  Discussion  &  Analysis  for  the  year  ended  December  31,  2021,  which  is  available  at  www.sedar.com  and  www.advantageog.com, for additional information about certain financial measures, including reconciliations to the  nearest GAAP measures, as applicable.  The Corporation has additional specified financial measures, not included in the Corporation’s MD&A that have been  disclosed in this document, as follows:  Finding, Development and Acquisition Costs (“FD&A”)  FD&A is a Non‐GAAP financial measures as it includes net capital expenditures. FD&A cost is calculated based on  adding  net  capital  expenditures  and  the  net  change  in  future  development  capital  ("FDC"),  divided  by  reserve  additions for the year from the Sproule 2021 and 2020 Reserves Report.  Net Asset Value  Net  asset  value  is  a  supplementary  financial  measure  that  includes  the  net  present  value  of  the  future  revenue  of  its  proved  plus  probable  reserves  (before  income  taxes,  discounted  at  0%,  10%  and  15%),  working capital (including derivatives), financing liability and bank indebtedness.  Management believes  that net asset value allows users in assessing the long‐term fair value of Advantage’s underlying reserves  assets after settling its outstanding financial obligations  Additional Information  Additional  information  relating  to  Advantage  can  be  found  on  SEDAR  at  www.sedar.com  and  the  Corporation’s  website at www.advantageog.com. Such other information includes the annual information form, the management  information circular, press releases, material change reports, material contracts and agreements, and other financial  reports.  The  annual  information  form  will  be  of  particular  interest  for  current  and  potential  shareholders  as  it  discusses a variety of subject matter including the nature of the business, description of our operations, general and  recent business developments, risk factors, reserves data and other oil and gas information.  March 18, 2022  Advantage Energy Ltd. - 103                   ABBREVIATIONS  Crude Oil and Natural Gas Liquids  Natural Gas    bbl  bbls  Mbbls  NGLs  BOE or boe  Mboe  barrel  barrels  thousand barrels  natural gas liquids  barrel of oil equivalent  thousand barrels of oil  equivalent  thousand cubic feet  million cubic feet  billion cubic feet per day  thousand cubic feet per day  Mcf  MMcf  bcf/d  Mcf/d  MMcf/d  million cubic feet per day  Mcfe  thousand cubic feet of natural gas equivalent, using the  ratio of 6 Mcf of natural gas being equivalent to one  bbl of oil  MMboe  boe/d  bbls/d  Other  AECO  CCS   CDOR  million barrels of oil equivalent  MMcfe/d  million cubic feet of natural gas equivalent per day  barrels of oil equivalent per day  MMbtu  barrels of oil per day  million British Thermal Units  MMbtu/d  million British Thermal Units per day  GJ/d  Gigajoules per day  a notional market point on the NGTL system, located at the AECO ‘C’ hub in Southeastern Alberta,  where the purchase and sale of natural gas is transacted  means ”Carbon Capture and Storage”  means “Canadian Dollar Offered Rate”  Henry Hub  a central delivery location, located near Louisiana’s Gulf Coast connecting several intrastate and  interstate pipelines, that serves as the official delivery location for futures contracts on the NYMEX  MSW  PJM  WTI  means “Mixed Sweet Blend”, the reference price paid for conventionally produced light sweet  crude oil at Edmonton, Alberta  a regional transmission organization that coordinates the movement of wholesale electricity in the  Mid Atlantic region of the US  means “West Texas Intermediate”, the reference price paid in U.S. dollars at Cushing, Oklahoma for  the crude oil standard grade  Crude oil  Light Crude Oil and Medium Crude Oil as defined in National Instrument 51‐101  Natural gas  Conventional Natural Gas as defined in National Instrument 51‐101  “NGLs” &  “condensate”  Liquids  Natural Gas Liquids as defined in National Instrument 51‐101  Total of crude oil, condensate and NGLs  Advantage Energy Ltd. - 104                                         Directors  Jill T. Angevine (1)(3)(4)  Stephen E. Balog (1)(2)(3)(4)  Deirdre M. Choate(1)(4)  Paul G. Haggis (1)(2)(3)(4)  Norman W. MacDonald(1)(2)  Andy J. Mah(2)  Ronald A. McIntosh (2)(4)   Donald M. Clague (1)(2)(3)  Michael Belenkie  (1) Member of Audit Committee  (2) Member of Reserve Evaluation Committee  (3) Member of Compensation Committee  (4) Member of Governance Committee  Transfer Agent  Computershare Trust Company of Canada  Corporate Office  2200, 440 – 2nd Avenue SW  Calgary, Alberta T2P 5E9  (403) 718‐8000  Contact Us  Toll free: 1‐866‐393‐0393  Email: ir@advantageog.com  Visit our website at www.advantageog.com  Toronto Stock Exchange Trading Symbol  Officers  AAV  Michael Belenkie, President and CEO  Craig Blackwood, CFO  Neil Bokenfohr, Senior Vice President  David Sterna, Vice President, Marketing and Commercial  John Quaife, Vice President, Finance                               Darren Tisdale, Vice President, Geosciences                     Geoff Keyser, Vice President, Corporate Development  Corporate Secretary  Jay P. Reid, Partner  Burnet, Duckworth and Palmer LLP  Auditors  PricewaterhouseCoopers LLP  Bankers  The Bank of Nova Scotia  National Bank of Canada  Royal Bank of Canada  Canadian Imperial Bank of Commerce  The Bank of Tokyo‐Mitsubishi UFJ, Ltd., Canada Branch  Alberta Treasury Branches  Wells Fargo Bank N.A., /Canada Branch  Independent Reserve Evaluators  Sproule Associates Limited  Legal Counsel  Burnet, Duckworth and Palmer LLP  Advantage Energy Ltd. - 105     Corporate Office  2200, 440 – 2nd Avenue SW  Calgary, Alberta T2P 5E9  (403) 718‐8000  Contact Us  Toll free: 1‐866‐393‐0393  Email: ir@advantageog.com  Visit our website at www.advantageog.com  Advantage Oil & Gas Ltd. - 106     

Continue reading text version or see original annual report in PDF format above