Advantage Oil & Gas Ltd.
Annual Report 2022

Plain-text annual report

2022 Fourth Quarter Report Financial Highlights  ($000, except as otherwise indicated)  Financial Statement Highlights  Natural gas and liquids sales  Net income and comprehensive income     per basic share (2)  Basic weighted average shares (000)  Cash provided by operating activities  Cash used in financing activities  Cash used in investing activities  Other Financial Highlights  Adjusted funds flow (1)       per boe (1)       per basic share (1)(2)  Net capital expenditures (1)  Free cash flow (1)  Working capital surplus (1)  Bank indebtedness  Net debt (1)  Operating Highlights  Production     Crude oil (bbls/d)     Condensate (bbls/d)     NGLs (bbls/d)     Total liquids production (bbls/d)     Natural gas (Mcf/d)     Total production (boe/d)  Average realized prices (including realized derivatives)     Natural gas ($/Mcf)      Liquids ($/bbl)  Operating Netback ($/boe)     Natural gas and liquids sales (1)     Realized losses on derivatives (1)     Processing and other income (1)     Royalty expense (1)     Operating expense (1)     Transportation expense  (1)     Operating netback (1)  Q4  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2022  2021  2022  2021  223,200  113,462   0.63   180,248   112,558   (49,718)  (69,060)  124,205  24.29  0.69  49,687  74,518  71,564  177,200  121,336  1,854  1,092  2,680  5,626  299,684  55,573  5.65  86.39  43.66  (4.76)  0.60  (5.31)  (3.39)  (4.43)  26.37  159,255   359,956   1.90   190,829   67,464   (27,423)  (44,939)  71,227   16.15   0.37   58,384   12,843   6,865   167,345   160,480   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  950,458  337,761   1.81   187,022   502,378   (209,091)  (269,585)  492,035   411,354   2.17   190,077   223,152   (83,411)  (117,782)  516,790  25.39  2.76  241,790  275,000  71,564  177,200  121,336  1,972  1,082  3,039  6,093  298,053  55,769  5.55  92.48  46.69  (7.08)  0.45  (5.22)  (3.16)  (4.43)  27.25  234,824   13.01   1.24   149,403   85,421   6,865   167,345   160,480   1,101  844  2,548  4,493  269,710  49,445  3.38  50.92  27.26  (4.13)  ‐   (1.53)  (2.49)  (3.90)  15.21  (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 ........................................................................................................................................................................ 3  CONSOLIDATED MANAGEMENT’S DISCUSSION & ANALYSIS ....................................................................................... 10  CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS .................................................................................................................... 56  Independent Auditor’s Report .............................................................................................................................. 57  Consolidated Statements of Financial Position .................................................................................................... 62  Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) ................................................................................ 63  Consolidated Statements of Changes in Shareholders’ Equity ............................................................................. 64  Consolidated Statements of Cash Flows ............................................................................................................... 65  Notes to the Consolidated Financial Statements ................................................................................................. 66  ADVISORY .................................................................................................................................................................... 105  Advantage Energy Ltd. - 1                                 MESSAGE TO SHAREHOLDERS Advantage Energy Ltd. ("Advantage" or the "Corporation") is pleased to report 2022 year‐end financial and operating  results as well as year‐end 2022 reserves.  Advantage  achieved  exceptional  results  during  2022,  delivering  clean,  secure  energy  during  the  global  energy  shortage.    Cash  flow  from  operations  was  unprecedented,  allowing  the  Corporation  to  buy  back  11%  of  our  outstanding shares in 8 months, returning $241 million to our shareholders, in addition to reducing net debt(a) by  24% to $121 million.  Every well drilled in 2022 achieved payout(a) in under 9 months with an average payout(a) of 5  months.  Looking Forward  To maximize shareholder value, Advantage remains focused on growing AFF per share(a) while maintaining a net debt  target  of  approximately  $200  million.    Advantage’s  three‐year  plan  is  to  deliver  annual  production  growth  of  approximately 10% with annual spending between $250 million and $300 million. All excess cash will be returned to  shareholders via share buybacks.  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. - 2                           RESERVES  Advantage engaged its independent qualified reserves evaluator Sproule Associates Ltd. ("Sproule") to evaluate its  year‐end reserves as of December 31, 2022 in accordance with National Instrument 51‐101  – Standards of Disclosure  for Oil and Gas Activities ("NI 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 Advantage’s oil and gas  reserves,  including  its  reserves  on  a  net  interest  basis  (after  royalty  burdens  and  including  royalty  interests)  is  included in Advantage's Annual Information Form dated February 23, 2023 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)  Notes:  December 31   2022  585,648  December 31   2021(4)  553,365  4,745,165  27.16  28.9  3.41  0.30  3,353,076  16.55  31.6  2.90  0.30  (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 171.7million shares outstanding at December 31, 2022 and 190.8 million at December 31, 2021. (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, 2021 contained in a report  of Sproule dated February 11, 2022 using the IQRE average product price forecast effective December 31, 2021.  (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. - 3                       Corporation Gross (before royalties) Working Interest Reserves Summary as at December 31, 2022  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)  Total Oil  Equivalent  (Mboe)        3,074              48         9,310       12,432         7,024       19,456             768,058               28,687         1,482,033         2,278,778             907,549         3,186,329                 7,821                    254              16,575              24,650              10,487              35,137            138,905                 5,083            272,891            416,879            168,769            585,648   Total Oil Equivalent Corporation Gross (before royalties)  Working Interest Reserves Summary 532,034  553,365  585,648  ) e o b M ( 2020 2021 2022 Proved Developed Producing Proved  Undeveloped Proved Developed Non‐producing Probable Advantage Energy Ltd. - 4                                         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  Notes:                   Before Income Taxes Discounted at      0%         10%         15%  3,067,918  121,378  5,300,607  8,489,903  4,515,559    13,005,462  1,661,348  56,199  1,666,337  3,383,883  1,361,282  4,745,165  1,377,090  44,540  1,091,351  2,512,981  938,053  3,451,035  (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, 2022, 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 $ ( 2,191  2,205  3,353  3,384  1,483  709  2020 1,148  2021 Total Proved Probable Total Proved Plus Probable 4,745  1,361  2022 Advantage Energy Ltd. - 5                                                                     IQRE Average Forecasts and Assumptions  The  net  present  value  of  future  net  revenue  at  December  31,  2022  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, 2022. 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  ($Cdn/bbl)  103.76  97.74  95.27  95.58  97.07  99.01  100.99  AECO‐C   Spot  ($Cdn/MMbtu)  4.23  4.40  4.21  4.27  4.34  4.43  4.51  Edmonton  Pentanes Plus  ($Cdn/bbl)  106.22  101.35  98.94  100.19  101.74  103.78  105.85  Edmonton  Butane  ($Cdn/bbl)  53.88  52.67  51.42  51.61  52.39  53.44  54.51  Edmonton  Propane  ($Cdn/bbl)  39.80  39.14  39.74  39.86  40.47  41.28  42.11  Operating  Cost Inflation  Rate  %/year  ‐  2.33  2.00  2.00  2.00  2.00  2.00  Capital Cost  Inflation Rate  %/year  ‐  2.33  2.00  2.00  2.00  2.00  2.00  Exchange  Rate  ($US/$Cdn)(3)  0.75  0.77  0.77  0.77  0.78  0.78  0.78  Year   2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  Year   2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  Advantage Energy Ltd. - 6                                                                                                                                         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, 2021  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, 2022  Notes:                           Before Income Taxes Discounted at               0%   $        45.99   13,005,462   15,791   172,533   (94,705)  (177,200)  12,921,881    $        75.28               10%   $        16.55    4,745,165   15,791   172,533   (94,705)  (177,200)    4,661,584    $        27.16                 15%   $        11.66     3,451,035   15,791   172,533   (94,705)  (177,200)    3,367,454    $        19.62   (1) Based on 171.7 million shares outstanding at December 31, 2022 and 190.8 million at December 31, 2021.  (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) Working capital excludes the working capital balance incurred by the Corporation’s subsidiary, Entropy. Other is  calculated as current and non‐current derivative asset less current and non‐current derivative liability.   Advantage Energy Ltd. - 7                                                                                                 Company Gross (before royalties) Working Interest Reserves Reconciliation  Proved  Opening balance December 31, 2021  Extensions and improved recovery (1)  Technical revisions (2)  Discoveries  Acquisitions   Dispositions  Economic factors(3)  Production  Light Crude Oil  and Medium  Crude Oil  (Mbbl)  8,355  Conventional  Natural Gas  (Mmcf)  2,177,121  Natural Gas  Liquids  (Mbbl)  22,709  Total Oil  Equivalent  (Mboe)  393,918  2,887  1,785  ‐  ‐  ‐  125  (720)  122,015  69,470  ‐  ‐  ‐  18,963  (108,789)  3,153  131  ‐  ‐  ‐  161  (1,504)  26,376  13,494  ‐  ‐  ‐  3,447  (20,355)  Closing balance at December 31, 2022  12,432  2,278,778  24,650  416,879  Proved Plus Probable   Opening balance December 31, 2021  Extensions and improved recovery (1)  Technical revisions (2)  Discoveries  Acquisitions   Dispositions  Economic factors (3)  Production  Light Crude Oil  and Medium  Crude Oil  (Mbbl)  17,566  Conventional  Natural Gas  (Mmcf)  3,016,263  Natural Gas  Liquids  (Mbbl)  33,088  Total Oil  Equivalent  (Mboe)  553,365  2,481  (40)  ‐  ‐  ‐  169  (720)  143,276  126,858  ‐  ‐  ‐  8,722  (108,789)  3,319  141  ‐  ‐  ‐  93  (1,504)  29,679  21,244  ‐  ‐  ‐  1,716  (20,355)  Closing balance at December 31, 2022  19,456  3,186,329  35,137  585,648  Notes:  (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 plus probable future drilling locations.  (ii)  As  per  COGE  Handbook  guidance:  Glacier/Valhalla/Progress  future  proved  locations  were  scheduled  to  be  developed  within  seven  years  (two  including  a  plant  expansion  plus  five)  and  probable  future  locations  were  developed  within  nine  years  of  the  required  ten  years  for  probable  reserves.  (iii)  Wembley/Pipestone  future  proved locations were scheduled within the requirement to be developed within five years and probable future  locations within ten years for probable reserves.  (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. - 8                                             Corporation Finding and Development Cost ("F&D")   Corporation 2022 F&D Cost – Gross (before royalties) Working Interest Reserves Including Future  Development Capital(1)(2)(3)      Net capital expenditures, excluding intangible assets ($000)(4)(5)  Net change in Future Development Capital ($000)  Total capital ($000)  Total mboe, end of year  Total mboe, beginning of year  Production, mboe  Reserve additions, mboe  2022 F&D cost ($/boe) (4)(5)  2021 F&D cost ($/boe) (4)(5)  Three‐year average F&D cost ($/boe) (4)(5)  Notes:  Proved  218,914  105,196  324,110  416,879  393,918  (20,355)  43,316  $ 7.48  $ 6.54  $ 5.80  Proved   Plus Probable  218,914  129,511  348,425  585,648  553,365  (20,355)  52,638  $ 6.62  $ 5.82  $ 4.63  (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)     Excludes $19.0 million of development cost related to the Corporation’s Phase 1a CCS project and net capital  expenditures incurred by the Corporation’s subsidiary, Entropy.  (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. - 9                                                                                       CONSOLIDATED MANAGEMENT’S DISCUSSION & ANALYSIS  For the three months and years ended December 31, 2022 and 2021  Advantage Energy Ltd. - 10   CONSOLIDATED MANAGEMENT’S DISCUSSION & ANALYSIS  The following Management’s Discussion and Analysis ("MD&A"), dated as of February 23, 2023, 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, 2022, and should be read in  conjunction  with  the  December  31,  2022,  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 and comprehensive income     per basic share (2)  Basic weighted average shares (000)  Cash provided by operating activities  Cash 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 (1)  Bank indebtedness  Net debt (1)  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2022  2021  2022  2021  223,200  113,462   0.63   180,248   112,558   (49,718)  (69,060)  124,205  24.29  0.69  49,687  74,518  71,564  177,200  121,336  159,255   359,956   1.90   190,829   67,464   (27,423)  (44,939)  71,227   16.15   0.37   58,384   12,843   6,865   167,345   160,480   950,458  337,761   1.81   187,022   502,378   (209,091)  (269,585)  492,035   411,354   2.17   190,077   223,152   (83,411)  (117,782)  516,790  25.39  2.76  241,790  275,000  71,564  177,200  121,336  234,824   13.01   1.24   149,403   85,421   6,865   167,345   160,480   (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. - 11                       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     Processing and other income     Royalty expense     Operating expense     Transportation expense     Operating netback (1)  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2022  2021  2022  2021  1,854  1,092  2,680  5,626  299,684  55,573  816  1,012  2,524  4,352  261,530  47,940  1,972  1,082  3,039  6,093  298,053  55,769  1,101  844  2,548  4,493  269,710  49,445  5.65  86.39  43.66  (4.76)  0.60  (5.31)  (3.39)  (4.43)  26.37  4.17  54.70  36.11  (8.41)  ‐   (2.02)  (2.92)  (4.48)  18.28  5.55  92.48  46.69  (7.08)  0.45  (5.22)  (3.16)  (4.43)  27.25  3.38  50.92  27.26  (4.13)  ‐   (1.53)  (2.49)  (3.90)  15.21  (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. - 12                                       Corporate Update  2023 Guidance  On December 1, 2022, the Corporation announced its 2023 budget (see News Release dated December 1, 2022). The  Corporation’s capital program is focused on prudent adjusted funds flow per share growth via high rate‐of‐return  development drilling into existing infrastructure.   The below table summarizes Advantage’s 2023 guidance:  Forward Looking Information(1)  Cash Used in Investing Activities (2) ($ millions)  Total Average Production (boe/d)  Liquids Production (% of total average production)  Royalty Rate (%)  Operating Expense ($/boe)  Transportation Expense ($/boe)  G&A/Finance Expense ($/boe)  2023 Guidance(3)  250 to 280  59,000 to 62,500  ~12%  9 to 12  3.25  4.75  1.40  (1) Forward‐looking statements and information representing Management estimates. Please see “Forward‐Looking Information and Other  Advisories”.  (2) Cash Used in Investing Activities is the same as Net Capital Expenditures as no change in non‐cash working capital is assumed between  years and other differences are immaterial.  (3) Guidance and actual numbers are for Advantage Energy Ltd. only and excludes its subsidiary, Entropy Inc. 2022 Guidance Update  The below table summarizes Advantage’s 2022 guidance compared to actual 2022 financial and operational results:  Net Capital Expenditures ($ millions)  Average Production (boe/day)  Liquids Production (bbls/day)  Royalty Rate (%)  Operating Expense ($/boe)  Transportation Expense ($/boe)  G&A/Finance Expense(5) ($/boe)   Original  2022 Guidance(1)  170 to 200  52,000 to 55,000  5,400 to 5,800  7 to 9  2.45  4.35  1.55  Q1 2022  Revision(2)  ‐  ‐  ‐  12 to 17  ‐  4.85 to 5.15  ‐  Q2 2022  Revision(3)  210 to 230  53,500 to 56,500  5,800 to 6,200  ‐  ‐  ‐  ‐  Q3 2022  Revision(4)  ‐  ‐  ‐  11 to 13  3.05  4.45 to 4.65  ‐  2022  Actual(6)  238.0  55,769  6,093  11.2  3.16  4.43  1.65  Notes:  (1) (2) (3) (4) (5) (6) Guidance and actual numbers are for Advantage Energy Ltd. only and excludes its subsidiary, Entropy Inc.  See December 31, 2021 MD&A dated February 24, 2022.  See March 31, 2022 MD&A dated April 29, 2022.  See June 30, 2022 MD&A dated July 28, 2022.  See September 30, 2022 MD&A dated October 27, 2022.  Finance expense includes foreign exchange and excludes accretion of decommissioning liability and unsecured debentures.   Advantage Energy Ltd. - 13                 Corporate Update (continued)  2022 Guidance Update (continued)  Net Capital Expenditures  The Corporation increased net capital expenditures guidance in the second quarter of 2022 to between $210 million  and $230 million as a result of adding 1.5 net new drills, continued inflation, and increased frac intensity across all  assets. Advantage incurred net capital  expenditures of $238.0 million, 3% over our revised 2022 guidance range.  Under the Government of Canada’s proposed refundable investment tax credit ("ITC") for Carbon Capture, Utilization  and Storage ("CCUS") projects, the Corporation expects it is entitled to recover approximately $15 million to $20  million of its incurred net capital expenditures on the Glacier Gas Plant Phase 1 CCS project constructed by Advantage.  As the ITC has yet to receive royal ascent in the House of Commons, the Corporation was unable to recognize this  benefit as at December 31, 2022.  Production  As a result of strong operational execution, 2022 production guidance was increased in the second quarter of 2022  to  between  53,500  boe/d  and  56,500  boe/d  with  liquids  production  between  5,800  bbls/d  and  6,200  bbls/d.  Advantage’s total production and liquids production averaged within our revised guidance range.   Royalty Rate  Given the increased commodity price environment and accelerated royalty payouts realized on the Corporation’s  wells, the Corporation increased its royalty rate guidance range in the first quarter of 2022 to between 12% and 17%,  further revising to between 11% and 13% during the third quarter of 2022. The Corporation’s actual royalty rate was  within our revised guidance range.   Operating Expense  As a result of continued inflation, higher than expected third‐party processing fees associated with increased volumes  at Wembley, and increased costs associated with the high commodity price environment, the Corporation increased  operating expense guidance in the third quarter of 2022 to $3.05/boe, with actual operating expense per boe coming  in modestly 4% above our revised range.  Transportation Expense  Subsequent  to  Advantage  securing  additional  Empress  transportation  capacity,  the  Corporation’s  transportation  expense guidance was increased to between $4.85/boe and $5.15/boe in the first quarter of 2022. Transportation  expense  guidance  was  reduced  to  between  $4.45/boe  and  $4.65/boe,  due  to  lower‐than‐expected  tolls  and  fuel  costs, with actual transportation expense being just below our revised guidance at $4.43/boe.  G&A/Finance Expense  Advantage’s  G&A/Finance  expense  of  $1.65/boe  was  6%  higher  than  guidance  due  to  incremental  G&A  costs  associated with increased staffing levels, and increased interest on bank indebtedness due to increased interest rates  and share buybacks totaling $241 million (see "Corporate Update – Share Buyback Program").  Advantage Energy Ltd. - 14           Corporate Update (continued)  Share Buyback Program  Advantage  dedicated  all  free  cash  flow  in  2022  towards  purchasing  for  cancellation,  common  shares  of  the  Corporation. This was achieved through purchasing 13.3 million common shares under a normal course issuer bid  ("NCIB"),  and  8.9  million  common  shares  under  a  substantial  issuer  bid  ("SIB"),  resulting  in  $241.0  million  being  returned to the Corporation’s shareholders under the share buyback program (see "Shareholders’ Equity").  Subsequent to December 31, 2022, the Corporation purchased 5.4 million common shares under the NCIB, achieving  the maximum number of common shares that could be purchased under the Corporation’s current NCIB. Advantage  plans to apply for renewal of the NCIB in April 2023.  Entropy   On  March  25,  2022,  Entropy  Inc.  ("Entropy")  announced  a  strategic  $300  million  investment  agreement  with  Brookfield Global Transition Fund ("Brookfield") to scale up deployment of Entropy’s CCS technology. In connection  with the investment agreement, on April 5, 2022, Entropy issued an unsecured debenture for $25.0 million, which is  non‐recourse to Advantage.  In the third quarter of 2022, Entropy completed commissioning on its first post combustion CCS project at the Glacier  Gas Plant. Commissioning of Phase 1 (47,000 tonnes per annum of CO2e ("TPA")) was completed as expected with  "first  carbon"  injected  into  permanent  geological  storage  during  August,  with  process  optimization  and  testing  ongoing. Entropy believes this is the world’s first commercial project to capture and sequester carbon dioxide from  the combustion of natural gas.   Now that Entropy’s advanced technology has been proven at Glacier, Entropy has begun expanding its team with a  focus on commercial growth in the United States and Canada. Entropy’s near‐term projects include approximately  1.5 mmtpa of post‐combustion projects, including Glacier (200,000 tpa), Athabasca Leismer (440,000 tpa), the CRC  project (400,000 tpa) and an additional Alberta project on turbines and boilers (450,000 tpa). All of these projects  have the potential to advance to procurement and construction during 2023 and represent first‐in‐kind deployment  of CCS technology. Mid‐term and long‐term projects remain well in excess of 10 mmtpa.   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)   10,000  8,000  6,000  4,000 d / s l b b Three months ended  December 31  2022  1,854  1,092  2,680  5,626  299,684  55,573  10  90  2021  816  1,012  2,524  4,352  261,530  47,940  9  91  %  Change  127  8  6  29  15  16  Average Daily Production Year ended  December 31  2022  1,972  1,082  3,039  6,093  298,053  55,769  11  89  2021  1,101  844  2,548  4,493  269,710  49,445  9  91  %  Change  79  28  19  36  11  13  300 250 200 271  274  272  262  288  318  286  300  150  2,000 4,609  4,290  4,724  4,352  4,908  7,378  6,447  5,626   ‐ Q1 21 Q2 21 Q3 21 Liquids (bbls/d) Q4 21 Q1 22 Q2 22 Q3 22 Q4 22 Natural gas (MMcf/d) 100 50 0 d / f c M M For  the  three  months  ended  December  31,  2022,  Advantage  recorded  total  production  averaging  55,573  boe/d,  while achieving record total production of 55,769 boe/d for the year ended December 31, 2022, increasing 16% and  13%, respectively, compared to the same periods of the prior year.  Natural gas production for the three months and year ended December 31, 2022 averaged 300 MMcf/d and 298  MMcf/d,  respectively,  increases  of  15%  and  11%  compared  to  the  same  periods  of  the  prior  year.  Advantage’s  natural  gas  production  increased  as  a  result  of  continued  development  at  Glacier  and  Valhalla,  where  the  Corporation continues to drill among the top producing natural gas wells in the Alberta Montney (see "Cash Used in  Investing  Activities  and  Net  Capital  Expenditures").  Advantage  was  able  to  successfully  maintain  natural  gas  production at the Glacier Gas Plant through periods of severe cold weather experienced during the fourth quarter,  while "firm service" restrictions on TC Energy’s NGTL system impacted the industry and our ability to produce an  additional 5 MMcf/d of natural gas during the quarter.  Liquids production for the three months and year ended December 31, 2022 averaged 5,626 bbls/d and 6,093 bbls/d,  respectively, increases of 29% and 36% compared to the same periods of the prior year, as a result of our liquids  development focus whereby additional Wembley wells were brought onstream in 2022 (see "Cash Used in Investing  Activities and Net Capital Expenditures").  Advantage expects total annual production to increase to between 59,000 and 62,500 boe/d in 2023 based on the  Corporation’s planned 2023 capital program (see "Corporate Update").   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  2022  2021  %  Change  Year ended  December 31  2022  2021  %  Change  6.49  5.65  99.70  106.58  67.05  85.48  86.39  5.10  5.68  6.04  6.26  4.94  5.16  5.57  5.77  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  82.63  110.06  77.17  93.26  19  35  10  11  23  21  58  9   15   20   18   15   11   (5)  2   7   18   6.82  5.55  113.84  119.34  71.26  93.58  92.48  5.24  5.57  6.50  6.47  5.52  6.05  6.29  6.31  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  94.23  119.56  67.96  80.33  72  64  47  46  49  52  82  45   56   68   63   62   68   66   72   39   49   Average Exchange rate ($US/$CDN)  0.7363  0.7937  (7)  0.7687  0.7976  (4)  (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, 2022  was $85.48/bbl and $93.58/bbl, respectively, increases of 21% and 52% compared to the same periods of the prior  year. Realized crude oil, condensate and NGL prices excluding derivatives all increased in 2022 when compared to  2021 largely due to the Ukrainian‐Russian war. Liquids prices in the fourth quarter of 2022 declined from their highs  in the second quarter due to economic global recession concerns. 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,  2022 was $6.49/Mcf and $6.82/Mcf, respectively, increases of 19% and 72% 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  have  significant  market  exposure  at  Dawn,  Empress,  Emerson,  Chicago  and  Ventura.  Advantage Energy Ltd. - 17                                                                                                      Commodity Prices and Marketing (continued)   Advantage  continues  to  invest  in  additional  transportation  commitments  to  diversify  production  to  alternative  markets, thereby reducing price volatility and achieving higher operating netbacks (see "Transportation Expense").  In the first quarter of 2022, Advantage added 47.4 MMcf/d of firm transportation capacity to Empress, AB on the  NGTL  system  for  a  4‐year  term  commencing  April  2022.  During  the  third  quarter  of  2022,  Advantage  added  an  additional 23.7 MMcf/d of firm transportation capacity to Empress for a 3‐year term commencing September 2022.  Beginning in November 2022, Advantage began pre‐commissioning deliveries of 12,500 MMbtu/d on the Alliance  pipeline in connection with its agreement with Competitive Power Ventures ("CPV"), whereby Advantage receives a  Chicago Citygate price, less Alliance tolls. Upon commissioning of the CPV Three Rivers plant in 2023, Advantage will  deliver 25,000 MMbtu/d, receiving a PJM based spark‐spread pricing formula.  Advantage  has  certain  marketing  transactions  whereby  the  price  received  for  downstream  market  exposure  is  exchanged  for  AECO  plus  a  premium  that  well  exceeds  the  transportation  cost  to  that  market.  Although  these  transactions resulted in premium pricing versus AECO, AECO underperformed by a larger margin in the third quarter  of 2022, offsetting the gains and resulting in lower recognized revenue during that quarter.  The following table outlines the Corporation’s 2022 and 2023 forward‐looking natural gas market exposure, excluding  hedging.  Forward‐looking 2023(2)  2022  Effective   production   (MMcf/d)(1)  90.9  10.9  89.2  24.3  51.5  20.3  15.0  18.8  320.8(2)  Percentage of Natural  Gas Production  (%)  28  3  28  8  16  6  5  6  100  Effective   production  (MMcf/d) (1)  128.8  47.9  32.1  4.5  52.7  17.1  15.0  ‐  298.1  Percentage of Natural  Gas Production  (%)  43  16  11  1  18  6  5  ‐  100  Sales Markets  AECO  AECO premium(3)  Empress  Emerson  Dawn  Chicago  Ventura  PJM power price(4)  Total  (1) (2) (3) (4) Converted on the basis of 1 Mcf = 1.055056 GJ and 1 Mcf = 1 Mmbtu.  Represents the midpoint of our 2023 guidance for natural gas production volumes (see News Release dated December 1, 2022).  Represents marketing transactions where the price received for the Corporation’s downstream market exposure is priced at AECO plus  a fixed basis premium, which is greater than the transportation cost to reach such downstream markets.  Sales are based upon a spark‐spread pricing formula, providing Advantage exposure to PJM power prices, back‐stopped with a natural  gas price collar.  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  2022  17,006  10,707  16,532  44,245  178,955  223,200  43.66  2021  6,823  8,940  12,629  28,392  130,863  159,255  36.11  %  Change  149  20  31  56  37  40  21  Year ended  December 31  2022  81,938  47,129  79,042  208,109  742,349  950,458  46.69  2021  31,209  25,226  44,423  100,858  391,177  492,035  27.26  %  Change  163  87  78  106  90  93  71  Natural Gas and Liquids Sales ) s n o i l l i m $ ( $99.4  $99.1  22% 78% 22% 78% $134.4  21% 79% $159.3  18% 82% $177.6  21% 79% $314.3  24% 76% $235.4  22% $223.2  20% 78% 80% Q1 21 Q2 21 Q3 21 Q4 21 Q1 22 Q2 22 Q3 22 Q4 22 Natural gas sales (% of Total) Liquids sales (% of Total) Total  ($ millions) Natural gas and liquids sales for the three months and year ended December 31, 2022, increased by $63.9 million or  40% and $458.4 million or 93%, respectively, compared to the same corresponding periods of 2021.  For the year ended December 31, 2022, natural gas sales increased by $351.2 million or 90%, compared to 2021, due  to a 72% 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 $107.3 million, or 106%, due to a  52% increase in realized liquids prices (see “Commodity Prices and Marketing"), accompanied with a 36% increase in  liquids production volumes (see "Production").  For the three months ended December 31, 2022, natural gas sales increased by $48.1 million or 37%, compared to  the  corresponding  period  in  2021,  due  to  a  19%  increase  in  realized  gas  prices  (see  "Commodity  Prices  and  Marketing"), accompanied with a 15% increase in natural gas production volumes (see "Production"). Fourth quarter  liquids sales increased by $15.9 million, or 56%, due to a 21% increase in realized liquids prices (see "Commodity  Prices and Marketing"), accompanied with a 29% increase 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  to  reduce the volatility of cash provided by operating activities supporting our Montney development by diversifying  sales to different physical markets and entering into financial commodity and foreign exchange derivative contracts.  Advantage’s Credit Facilities (as defined herein) allow us to enter 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, 2022, and 2021 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     Foreign exchange    Interest rate    Natural gas embedded derivative     Unsecured debentures     Total  Gains (losses) on derivatives    Natural gas     Crude oil     Foreign exchange    Interest rate    Natural gas embedded derivative     Unsecured debentures     Total  Three months ended  December 31  2022  2021  Year ended  December 31  2022  2021  (23,114)  470   (1,700)  ‐   (24,344)  69,436   (524)  2,329   ‐   (8,609)  (3,651)  58,981   46,322   (54)  629   ‐   (8,609)  (3,651)  34,637   (30,646)  (6,489)  218   (171)  (37,088)  49,607   5,831   (67)  171   28,957   ‐   84,499   18,961   (658)  151   ‐   28,957   ‐   47,411   (138,871)  (2,430)  (2,729)  (104)  (144,134)  29,647   (20)  (687)  136   42,176   (3,965)  67,287   (109,224)  (2,450)  (3,416)  32   42,176   (3,965)  (76,847)  (58,909)  (17,353)  2,368   (684)  (74,578)  16,480   2,074   (4,525)  666   54,305   ‐   69,000   (42,429)  (15,279)  (2,157)  (18)  54,305   ‐   (5,578)  Advantage Energy Ltd. - 20                                                           Financial Risk Management (continued)  Natural gas  For the three months and year ended December 31, 2022, Advantage realized net losses on natural gas derivatives  of $23.1 million and $138.9 million, respectively, due to the settlement of contracts with average derivative contract  prices that were below average market prices.   For the three months and year ended December 31, 2022, Advantage recognized a net unrealized gain on natural gas  derivatives of $69.4 million and $29.6 million, respectively. Unrealized gains are a result of changes in the fair value  of the Corporation’s outstanding natural gas derivative contracts accompanied with the settlement of contracts. For  the three months and year ended December 31, 2022, the change in the fair value of our outstanding natural gas  derivative contracts was impacted by the increased asset valuation of our natural gas derivative contracts due to the  expiration of contracts at lower fixed prices, weakening Henry Hub prices, and narrowing of the AECO/Henry Hub  basis.  Crude oil  For the three months and year ended December 31, 2022, Advantage realized a net gain on crude oil derivatives of  $0.5 million and a net loss of $2.4 million, respectively. The gain in the three months ended December 31, 2022, is  due to the settlement of contracts with average derivative contract prices that were above average market prices as  a result of the decline in WTI prices during the quarter. The loss for the year ended December 31, 2022, is 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 2022. For the three months ended December 31, 2022, Advantage recognized a net  unrealized loss on crude oil derivatives of $0.5 million. The valuation of our crude oil derivative contracts is due to  timing of 2022 contracts concluding, while not entering any further crude oil futures contracts at this time.  Foreign exchange   For the three months and year ended December 31, 2022, Advantage realized a loss on foreign exchange derivatives  of $1.7 million and $2.7 million, respectively, while recognizing an unrealized gain of $2.3 million and an unrealized  loss of $0.7 million, respectively. The $2.3 million unrealized gain for the three months ended December 31, 2022 is  due to the realization of losses throughout the period resulting in a lower liability at December 31, 2022.  Interest rate  Advantage has no outstanding interest rate derivative contracts as at December 31, 2022.   Advantage Energy Ltd. - 21                                     Financial Risk Management (continued)  Natural gas embedded derivative  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 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  gains  (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,  2022,  the  Corporation’s  embedded  derivative  resulted  in  an  unrealized  gain  on  the  natural  gas  embedded  derivative of $42.2 million as a result of strengthening PJM power prices relative to the host contract.   Unsecured debentures derivative   The Entropy unsecured debentures have exchange features that meet the definition of a derivative liability, as the  exchange features allow the unsecured debentures to be potentially exchanged for a variable number of Entropy  common shares (see "Unsecured Debentures"). The Corporation will record unrealized gains (losses) as the valuation  of  the  conversion  option  changes.  For  the  year  ended  December  31,  2022,  the  Entropy  unsecured  debentures  derivative liability resulted in an unrealized loss of $4.0 million due to the increased value of the conversion option.   Advantage Energy Ltd. - 22                                                         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, 2023 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, 2022 and February 23, 2023, the Corporation had the following commodity and foreign exchange  derivative contracts in place:  Description of Derivative                          Term      Volume            Price  Natural gas – AECO 7A  Fixed price swap  April 2023 to October 2023  18,956 Mcf/d    Cdn $4.35/Mcf  Natural gas ‐ Henry Hub NYMEX  Fixed price swap  Fixed price swap  November 2022 to March 2023  April 2023 to October 2023  105,000 Mcf/d   US $4.98/Mcf     US $3.35/Mcf  25,000 Mcf/d  Natural gas ‐ AECO/Henry Hub Basis Differential  Basis swap  Basis swap  April 2023 to December 2024  January 2023 to March 2023  40,000 Mcf/d    Henry Hub less US $1.19/Mcf  5,000 Mcf/d  Henry Hub less US $0.98/Mcf  Natural gas ‐ Dawn  Fixed price swap  April 2023 to October 2023  15,000 Mcf/d  US $2.92/Mcf(1)  Description of Derivative                              Term   Notional Amount             Rate  Forward rate ‐ CAD/USD  Average rate currency swap  February 2021 to January 2023  Average rate currency swap  Average rate currency swap  March 2022 to February 2023  Average rate currency swap  May 2022 to March 2023  June 2021 to May 2023  (1) Contract entered into subsequent to December 31, 2022  US $ 750,000/month  US $ 2,000,000/month  US $ 1,500,000/month  US $1,000,000/month         1.2850   1.2025  1.2719  1.2850  Advantage Energy Ltd. - 23                                 Processing and Other Income  Processing and other income ($000)      per boe  Three months ended  December 31  2022  3,091  0.60  2021  ‐  ‐  %  Change  nm  nm  Year ended  December 31  2022  2021  9,082  0.45  %  Change  nm  nm  ‐  ‐  Advantage earned processing income from contracts entered in 2022 whereby the Corporation charges third‐parties  to utilize excess capacity at the Glacier Gas Plant and the Progress battery.   Net Sales of Purchased Natural Gas  Three months ended  December 31  2022  2021  Sales of purchased natural gas ($000)  Natural gas purchases ($000)  Net sales of purchased natural gas ($000)      per boe  ‐  ‐  ‐  ‐  %  Change  nm  nm  nm  nm  ‐  ‐  ‐  ‐  Year ended  December 31  2022  2021  4,826  (4,756)  70  ‐  %  Change  nm  nm  nm  nm  ‐  ‐  ‐  ‐  The Corporation purchased natural gas volumes to satisfy physical sales commitments during the second quarter  planned downtime at the Glacier Gas Plant. Advantage realized $4.8 million of revenue from the sale of purchased  natural gas while the natural gas volumes were purchased for a total of $4.8 million.  Royalty Expense    Royalty expense ($000)    per boe   Royalty rate (%)(1)  (1) Percentage of natural gas and liquids sales.   Three months ended  December 31  2022  27,154  5.31  2021  8,928  2.02  %  Change  204  163  Year ended  December 31  2022  106,257  5.22  2021  27,530  1.53  %  Change  286  241  12.2  5.6  6.6  11.2  5.6  5.6  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, 2022, increased by $18.2 million and $78.7  million, respectively, compared to the same periods of the prior year. The increase in royalty expense was due to  significantly higher natural gas and liquids prices accompanied with increased production and royalty rates. Royalties  paid on new wells drilled in Alberta are typically low until the initial capital investment is recovered at which time the  royalty  rate  will  increase  based  on  the  magnitude  of  production  and  commodity  price.  With  the  much  higher  commodity price environment and well productivity, Advantage’s new wells quickly payout the initial capital invested  thereby resulting in higher royalty rates than historically experienced. Advantage expects royalty rates to range from  9% to 12% in 2023.  Advantage Energy Ltd. - 24                                             Operating Expense  Operating expense ($000)       per boe   Three months ended  December 31  2022  17,344  3.39  2021  12,870  2.92  %  Change  35  16  Year ended  December 31  2022  64,269  3.16  2021  44,893  2.49  %  Change  43  27  Operating expense for the three months and year ended December 31, 2022, increased by $4.5 million and $19.4  million, increases of 35% and 43%, respectively. The higher operating expense was attributed to the increases in total  production, additional third‐party processing fees associated with higher production at Wembley, inflation impacts,  and  higher  insurance  premiums  and  property  taxes  tied  to  generating  increased  natural  gas  and  liquids  sales.  Operating expense per boe increased by 16% and 27%, respectively, largely due to higher liquids production from  our Wembley area.  Advantage expects 2023 annual operating expense per boe to remain consistent at approximately $3.25/boe (see  "Corporate Update"). Transportation Expense  Natural gas ($000)  Liquids ($000)  Total transportation expense ($000)       per boe  Three months ended  December 31  2022  2021  20,651  1,986  22,637  4.43  18,019  1,749  19,768  4.48  %  Change  15  14  15  (1)  Year ended  December 31  2022  2021  81,313  8,780  90,093  4.43  64,876  5,564  70,440  3.90  %  Change  25  58  28  14  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, 2022  increased by $2.9 million and $19.6 million, respectively, increases of 15% and 28%. The increase in transportation  expenses  are  a  result  of  the  increased  NGTL  tolls,  higher  fuel  costs  associated  with  increased  natural  gas  prices,  additional downstream natural gas transportation and additional liquids transportation associated with higher liquids  production.   Advantage expects 2023 annual transportation expense per boe to average approximately $4.75/boe (see "Corporate  Update"), slightly higher than 2022 as a result of increased liquids production and expected tolls increases.  Advantage Energy Ltd. - 25                                       Operating Netback  Natural gas and liquids sales   Realized losses on derivatives   Processing and other income  Royalty expense  Operating expense  Transportation expense  Operating netback (1)  Natural gas and liquids sales   Realized losses on derivatives  Processing and other income  Net sales of purchased natural gas  Royalty expense  Operating expense  Transportation expense  Operating netback (1)  Three months ended  December 31  2022  2021  $000  223,200  (24,344)  3,091  (27,154)  (17,344)  (22,637)  134,812  per boe  43.66  (4.76)  0.60  (5.31)  (3.39)  (4.43)  26.37  $000  159,255  (37,088)  ‐   (8,928)  (12,870)  (19,768)  80,601  per boe  36.11  (8.41)  ‐   (2.02)  (2.92)  (4.48)  18.28  Year ended  December 31  2022  2021  $000  950,458  (144,134)  9,082  70  (106,257)  (64,269)  (90,093)  554,857  per boe  46.69  (7.08)  0.45  ‐  (5.22)  (3.16)  (4.43)  27.25  $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  (1) 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, 2022, Advantage’s operating netback increased by 67% and  102%, respectively, or $8.09/boe and $12.04/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"), as well as higher royalty expense due to the increased natural gas and liquids  sales (see "Royalty Expense").  General and Administrative Expense  General and administrative expense ($000)       per boe   Employees at December 31  Three months ended  December 31  2022  2021  5,389  1.05  4,940  1.12  %  Change  9  (6)  Year ended  December 31  2022  2021  22,283  1.09  52  19,860   1.10  42  %  Change  12  (1)  24  General and administrative ("G&A") expense for the three months and year ended December 31, 2022, increased by  $0.4 million and $2.4 million, respectively, increases of 9% and 12%.  For the three months and year ended December  31,  2022,  the  Corporation’s  G&A  expense  increased  largely  due  to  an  increase  in  employees  including  hires  to  properly resource the Entropy business, and other incremental G&A expense incurred by Entropy.  Advantage Energy Ltd. - 26                                 Share‐based Compensation  Share‐based compensation ($000)  Capitalized ($000)  Cash settled awards ($000)  Share‐based compensation expense ($000)          per boe   Three months ended  December 31  2022  1,843  (560)  ‐  1,283  0.25  2021  1,761   (561)  ‐   1,200   0.27   %  Change  5  ‐  nm  7  (7)  Year ended  December 31  2022  2021  7,766  (2,242)  ‐  5,524  0.27  6,786   (2,051)  (682)  4,053   0.22   %  Change  14  9  nm  36  23  The Corporation’s long‐term  compensation  plan for  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 $1.3 million and $5.5 million of share‐based compensation expense during the three  months and year ended December 31, 2022, respectively, and capitalized $0.6 million and $2.2 million. For the year  ended December 31, 2022, total share‐based compensation increased by 36%, as a result of an increase in grants  from a higher head count, accompanied with increased weighting of performance awards issued versus cash‐based  awards, compared to prior years.  Finance Expense  Cash finance expense ($000)       per boe   Accretion expense ($000)  Total finance expense ($000)       per boe  Three months ended  December 31  2022  2021  5,161  1.01  470  5,631  1.10  4,565  1.04  251  4,816  1.09   %  Change  13  (3)  87  17  1  Year ended  December 31  2022  2021  18,690  0.92  1,737  20,427  1.00  20,081  1.11  1,108  21,189  1.17   %  Change  (7)  (17)  57  (4)  (15)  Advantage realized higher cash finance expense during the three months ended December 31, 2022, as a result of  increasing interest rates on bank indebtedness, partially offset by a lower average outstanding bank indebtedness  when compared to the same period in 2021.   Advantage  realized  lower  cash  finance  expense  for  the  year  ended  December  31,  2022,  as  a  result  of  decreased  average outstanding bank indebtedness when compared to the same periods in 2021, partially offset by an increase  in  interest  rates  on  bank  indebtedness,  and  interest  on  unsecured  debentures.  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.   On April 5, 2022, the Corporation’s subsidiary Entropy issued a $25 million unsecured debenture that is non‐recourse  to Advantage. The unsecured debenture bears an interest rate of 8% that Entropy can elect to pay in cash or pay‐in‐  kind. Any paid‐in‐kind interest is added to the aggregate principal amount of the unsecured debenture. For the three  months and year ended December 31, 2022, Entropy incurred interest of $0.5 million and $1.5 million, respectively,  that was paid in cash (see "Unsecured Debentures").  Advantage Energy Ltd. - 27                       Depreciation Expense and Impairment Recovery  Depreciation expense ($000)       per boe   Impairment recovery ($000)  Three months ended  December 31  2022  32,349  6.33  ‐  2021  25,998  5.89  (340,653)  %  Change  24  7  nm  Year ended  December 31  2022  133,917  6.58  ‐  2021  106,786  5.92  (340,653)  %  Change  25  11  nm  The increase in depreciation expense during the three months and year ended December 31, 2022, was attributable  to an increased net book value associated with the Corporation’s natural gas and liquids properties subsequent to  booking an impairment reversal of $340.7 million in the fourth quarter of 2021, accompanied with increased 2022  production (see "Production").  Income Taxes  Income tax expense ($000)  Effective tax rate (%)  Three months ended  December 31  2022  35,621   23.9   2021  108,890   23.2   %  Change  (67)  3   Year ended  December 31  2022  105,138   23.7   2021  121,092   22.7   %  Change  (13)  4   Deferred income taxes arise from differences between the accounting and tax bases of our assets and liabilities. For  the three months and year ended December 31, 2022, the Corporation recognized a deferred income tax expense of  $35.6 million and $105.1 million, respectively. As at December 31, 2022, the Corporation had a deferred income tax  liability of $201.4 million. Advantage expects it will not be subject to cash taxes until calendar 2025 due to over $1  billion in tax pools.  The estimated tax pools available at December 31, 2022 are as follows:  ($ 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  218.3   68.5   12.2   411.8   240.5   135.1   32.5   6.4   1,125.3   Advantage Energy Ltd. - 28                                                       Net Income and Comprehensive Income attributable to Advantage shareholders   Net income and comprehensive income  attributable to Advantage shareholders  ($000)     per share ‐ basic     per share ‐ diluted  Three months ended  December 31  2022  2021  %  Change  Year ended  December 31  2022  2021  %  Change  113,962   0.63   0.61   360,035   1.90   1.81   (68)  (67)  (66)  338,667   1.81   1.75   411,523  2.17  2.07  (18)  (16)  (16)  Advantage recognized net income attributable to Advantage shareholders of $114.0 million and $338.7 million for  the three  months and year ended December 31, 2022, respectively. For the  year ended  December 31, 2022, net  income and comprehensive income attributable to Advantage shareholders was lower when compared to 2021 due  to the non‐cash impairment recovery of $340.7 million offset by a deferred tax expense of $121.1 million, recognized  in the fourth quarter of 2021. This is significantly offset by the much higher operating netback in 2022 driven by  higher realized pricing (see "Operating Netback").  Advantage Energy Ltd. - 29                                                               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  Year ended  December 31  2022  112,558   1,144   10,503   124,205   24.29  0.69  2021  67,464  253  3,510  71,227   16.15   0.37   2022  502,378   2,215   12,197   516,790   25.39  2.76  2021  223,152  1,033  10,639  234,824   13.01   1.24   (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, 2022) Increase Decrease $395.5  $9.1  $69.6  $19.7  $1.8  $78.7  $19.4  $516.8  ) s n o i l l i m $ ( $62.9  $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.  Other includes net sales of purchased natural gas, G&A expense, finance expense (excluding accretion of   decommissioning liability and  unsecured debentures) and foreign exchange gain.   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, 2022, Advantage realized cash provided by operating activities  of $112.6 million and $502.4 million, respectively, increases of $45.1 million and $279.2 million when compared to  the  same  periods  of  2021.  After  adjusting  for  non‐cash  changes  in  working  capital  and  expenditures  on  decommissioning  liability,  the  Corporation  realized  adjusted  funds  flow  of  $124.2  million  and  $516.8  million,  increases of $53.0 million and $282.0 million when compared to the same periods of 2021. Adjusted funds flow of  $516.8 million for the year ended December 31, 2022 includes $521.3 million attributable to Advantage and $4.5  million of net expenses attributable to Entropy. The increase in cash provided by operating activities and adjusted  funds flow for the three months and year ended December 31, 2022 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 higher  realized  losses  on  derivatives,  and  increased  royalty  expense  (see  "Financial  Risk  Management"  and  "Royalty  Expense").  Advantage Energy Ltd. - 30     Cash Used in Investing Activities and Net Capital Expenditures ($000)  Drilling, completion and workovers  Well equipping and facilities   Property, plant and equipment Entropy (1)  Property acquisitions  Other  Expenditures on property, plant and equipment   Expenditures on exploration and evaluation assets  Expenditures on intangible assets (1)  Net capital expenditures (2)  Changes in non‐cash working capital  Project funding received  Cash used in investing activities  Three months ended  December 31  2022  2021  32,178  15,143  1,554  ‐  342  49,217   ‐   470   49,687   19,373   ‐   69,060   44,509   13,132   ‐   72   22   57,735   323   326   58,384   (13,431)  (14)  44,939   Year ended  December 31  2022  146,539  90,555  2,849  ‐   827  240,770   ‐   1,020   241,790   27,800   (5)  269,585   2021  114,697   31,912   ‐   1,545   81   148,235   677   491   149,403   (11,564)  (20,057)  117,782   (1) Cost incurred by the Corporation’s subsidiary, Entropy.  (2) Specified  financial  measure  which  may  not  be  comparable  to  similar  specified  financial  measures  used  by  other  entities.  Please  see  "Specified Financial Measures".  Net Capital Expenditures(1) $86.0  $58.4  1% 52% 22% 1% $47.6  1% $58.5  19% 3% $31.4  14% 85% $22.5  7% 23% 70% 76% 48% 42% 57% $49.7  1% 30% 4% 78% 65% ) s n o i l l i m $ ( $37.2  25% 75% Q1 21 Q2 21 Q3 21 Q4 21 Q1 22 Q2 22 Q3 22 Q4 22 Exploration and evaluation assets, property acquisitions & other (% of Total) Well equipping and facilities (% of Total) Net capital expenditures ($000) Carbon capture and storage & intangible assets (% of Total) Drilling, completion and workovers (% of Total) (1) Specified  financial  measure  which  may  not  be  comparable  to  similar  specified  financial  measures  used  by  other  entities.  Please  see  "Specified Financial Measures".  Advantage and Entropy invested $49.7 million and $241.8 million on property, plant, and equipment, exploration  and evaluation assets and intangible assets during the three months and year ended December 31, 2022.  Advantage Energy Ltd. - 31                     Cash Used in Investing Activities and Net Capital Expenditures (continued) The following table summarizes wells drilled, completed and on production for the year ended December 31, 2022:  (# of wells)  Glacier  Valhalla  Wembley  Progress  Glacier   Year ended  December 31, 2022  Completed  Gross (Net)  10  (10.0)  4    (4.0)  9    (7.5)    ‐  On production  Gross (Net)  15  (13.0)  4    (4.0)  9    (7.5)    ‐  23  (21.5)  28  (24.5)  Drilled  Gross (Net)  12  (12.0)  4    (4.0)  6    (4.5)  2    (2.0)  24 (22.5)  Production at Advantage’s Glacier gas property has continued to grow, surpassing a peak production level of 50,000  boe/d during the first half of 2022 after being the focus of our 2021 capital program. During the first half of 2022, 5.0  gross (3.0 net) wells were brought on production. Drilling resumed during the second half of 2022 with 12 wells rig  released and 10 wells completed. All 10 of these wells were placed on production later in the fourth quarter with  production climbing and surpassing 2022 levels in January 2023. Production is expected to continue to grow into the  second quarter of 2023 when raw gas capacity of the Glacier Gas Plant will be expanded to 425 MMcf/d and wells  drilled during the first quarter of 2023 are brought on production.  During  2022,  a  total  of  15  gross  wells  (13.0  net)  were  brought  on  production  with  exceptional  well  performance  driving  average  peak  IP30  rate  of  the  wells  to  12.4  MMcf/d  raw  natural  gas,  despite  wells  being  choked  back  to  minimize erosional risks and impacts on existing nearby wells.  Construction and commissioning of the Glacier Gas Plant Phase 1 CCS and waste heat recovery project designed to  reduce emissions by 47,000 TPA of CO2e, was completed as expected with "first carbon" injected into permanent  geological  storage  during  August.  This  milestone  is  an  important  step  for  Advantage  and  Entropy  in  developing  modular CCS technology and continuing to lower corporate emissions to achieve the Corporation’s net zero 2025  target. Under the Government of Canada’s proposed refundable ITC for CCUS projects, the Corporation expects it is  entitled to recover approximately $15 million to $20 million of its incurred net capital expenditures. As the ITC has  yet  to  receive  royal  ascent  in  the  House  of  Commons,  the  Corporation  is  unable  to  recognize  this  benefit  as  at  December 31, 2022.  Valhalla  Advantage drilled 4.0 gross (4.0 net) wells at Valhalla during 2022. Two wells were placed on production during the  second quarter and two wells placed on production in the third quarter. The wells’ IP30 average production rate was  1,179 boe/d (4.8 MMcf/d natural gas, 282 bbls/d condensate and 92 bbls/d NGLs) despite the wells being choked  back to minimize erosional risks. All Valhalla production flows through Advantage‐owned infrastructure to our Glacier  Gas Plant. Strong well results support Management’s view that our Valhalla asset will continue to play a pivotal role  in the Corporation's liquids‐rich gas development plan.  Advantage Energy Ltd. - 32                                                             Cash Used in Investing Activities and Net Capital Expenditures (continued)  Wembley  At Wembley, development of this oil‐weighted property was weighted to the first half of 2022 with an active program  consisting of 3.0 gross (3.0 net) wells drilled, 6.0 gross (6.0 net) wells completed and 6.0 gross (6.0 net) wells placed  on  production.  The  Wembley  asset  is  now  connected  to  two  major  processing  facilities  providing  sufficient  gas  processing  capacity  for  future  growth.  Following  the  last  group  of  wells  in  the  second  quarter  being  placed  on  production, the property achieved record production.   Drilling resumed in the third quarter with 3.0 gross (1.5 net) wells rig released, completed and placed on production  later in the fourth quarter. One of the wells on the pad has targeted a new development layer that will be evaluated  by Advantage for the first time in Wembley to further evaluate this multi‐layer oil‐weighted property. Following up  on the success of 2022, seven additional wells are scheduled to be drilled during the first half of 2023 and will utilize  existing capacity in our 100% owned Wembley compressor site and liquids handling hub.  Progress  Construction of the first phase (inlet separation and compression) of our 100% owned Progress compressor site and  liquids  handling  hub  was  completed  early  in  the  second  quarter  providing  additional  gas  and  liquids  handling  at  Progress, generating processing income with a 5‐year commitment from a third‐party that will utilize excess capacity  at this facility and the Glacier Gas Plant, while freeing up capacity at Valhalla. Construction of Phase 2, which will add  water handling and disposal is taking place in the first quarter of 2023 and will accommodate additional production  from two wells drilled during the fourth quarter. These wells will be placed on production during the second quarter  of 2023 following the commissioning of the expanded site.  Entropy  Entropy incurred $3.9 million of net capital expenditures during the year ended December 31, 2022, including $1.0  million  related  to  the  technology  development  and  testing  of  Entropy’s  proprietary  carbon  capture  solvents  and  processes  (intangible  assets),  and  $2.9  million  related  to  initial  engineering  and  design  work  for  the  Athabasca  Leismer CCS project, and optimization costs for the Glacier Gas Plant Phase 1 CCS project.  Advantage Energy Ltd. - 33                             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. Transportation commitments are required to ensure our production is delivered to sales  markets and Advantage actively manages our portfolio in conjunction with our future development plans ensuring  we are properly diversified to multiple markets. Of our total transportation commitments, $238 million is required  for delivery of natural gas and liquids production to Alberta markets, while Advantage has proactively committed to  $212  million  in  additional  transportation  to  diversify  natural  gas  production  to  the  Dawn,  Empress  and  Emerson  markets, with the objective of reducing price volatility and achieving higher operating netbacks (see “Transportation  Expense”). Contractual obligations comprise those liabilities to third‐parties incurred for the purpose of financing  Advantage’s business and development, including our bank indebtedness.  The  following  table  is  a  summary  of  the  Corporation’s  remaining  commitments  and  contractual  obligations.  Advantage has no guarantees or off‐balance sheet arrangements other than as disclosed.  ($ millions)  Building operating cost (1)  Processing  Transportation  Total commitments  Performance Awards  Lease liability  Financing liability  Bank indebtedness (2)         ‐ principal                     ‐ interest  Unsecured debentures (3)  Total contractual obligations  Total future payments  Total  1.9  53.7  450.0  505.6  13.6  2.3  158.8  180.0  20.3  25.0  400.0  905.6  2023  0.4  7.9  74.5  82.8  6.0  0.5  12.7  ‐  13.5   ‐  32.7  115.5  Payments due by period  2026  2025  0.4  0.4  7.0  9.5  60.1  72.3  67.5  82.2  2024  0.4  10.0  74.5  84.9  5.9  0.5  12.7  180.0  6.8  ‐  205.9  290.8  1.7  0.5  12.7  ‐  ‐     ‐  14.9  97.1  ‐  0.4  12.7  ‐  ‐  ‐  13.1  80.6  2027  0.3  7.0  48.2  55.5  ‐  0.3  12.7  ‐  ‐    ‐  13.0  68.5  Beyond  ‐  12.3  120.4  132.7  ‐  0.1  95.3  ‐  ‐  25.0  120.4  253.1  (1)   Excludes fixed lease payments which are included in the Corporation’s lease liability.  (2) As at December 31, 2022 the Corporation’s bank indebtedness was governed by a credit facility agreement with a syndicate of financial  institutions. The Credit Facility has a tenor of two years with a maturity date in June 2024 and is subject to an annual review and extension  by the lenders. During the revolving period, a review of the maximum borrowing amount occurs annually on or before May and semi‐ annually on or before November. There can be no assurance that the Credit Facilities will be renewed at the current borrowing base level  at  that  time.  During  the  term,  no  principal  payments  are  required  until  the  revolving  period  matures  in  June  2024  in  the  event  of  a  reduction, or the Credit Facility not being renewed. Management fully expects that the facilities will be extended at each annual review.  (3)   The unsecured debentures are a liability of Entropy and are non‐recourse to Advantage. The principal balance of unsecured debenture    bears an interest rate of 8%, which can paid‐in‐kind, or cash, at the discretion of Entropy (see "Unsecured Debentures"). Advantage Energy Ltd. - 34                                       Liquidity and Capital Resources  The following table is a summary of the Corporation’s capitalization structure:  ($000, except as otherwise indicated)  Bank indebtedness (non‐current)  Unsecured debentures  Working capital surplus(1)  Net debt (1)  Shares outstanding  Shares closing market price ($/share)  Market capitalization  Total capitalization   Net debt to adjusted funds flow ratio (1)  Year ended  December 31, 2022  Year ended  December 31, 2021  177,200  15,700  (71,564)  121,336  171,652,768  9.47                  1,625,552  1,746,888  0.2  167,345   ‐  (6,865)  160,480   190,828,976   7.41  1,414,043   1,574,523   0.7   (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, 2022, Advantage had a $350 million Credit Facility of which $157.8 million or 45% was available  after  deducting  letters  of  credit  of  US$9  million  outstanding  (see  "Bank  Indebtedness  and  Credit  Facilities").  The  Corporation’s  adjusted  funds  flow  was  utilized  to  fund  our  capital  expenditure  program  of  $241.8  million  and  repurchase  and  cancel  22.2  million  common  shares  for  $241.0  million  (see  "Corporate  Update  –  Share  Buyback  Program"). The Corporation had net debt of $121.3 million as at December 31, 2022, below our net debt target of  $200  million,  with  a  net  debt  to  adjusted  funds  flow  ratio  of  0.2  times.  Advantage  continues  to  be  focused  on  preserving a strong balance sheet, maintaining a disciplined commodity risk management program, and successfully  executing  its  multi‐year  development  plan.  Advantage  intends  to  allocate  all  free  cash  flow  in  2023  towards  the  Corporation’s share buyback program, while maintaining our net debt target of $200 million.  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. - 35                             Bank Indebtedness and Credit Facilities  As at December 31, 2022, Advantage had bank indebtedness outstanding of $177.2 million, an increase of $9.9 million  since December 31, 2021. 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  Alberta  Energy  Regulator  ("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. On June 17,  2022, the Credit Facilities were renewed 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 Credit Facility has a tenor of two years with a  maturity date in June 2024 and is subject to an annual review and extension by the lenders. During the revolving  period, a review of the maximum borrowing amount occurs annually on or before May 31 and semi‐annually on or  before November 30. During the term, no principal payments are required until the revolving period matures in June  2024 in the event of a reduction, or the Credit Facility not being renewed. The Corporation had letters of credit of  US$9 million outstanding at December 31, 2022 (December 31, 2021 ‐ US$9 million). Subsequent to December 31,  2022  the  Corporation  issued  additional  letters  of  credit  of  $2.8  million.  The  Credit  Facilities  do  not  contain  any  financial covenants, but the Corporation is subject to various affirmative and negative covenants under its Credit  Facilities. The Corporation was in compliance with all covenants as at December 31, 2022 and December 31, 2021.  Advantage had a working capital surplus of $71.6 million as at December 31, 2022, an increase in the surplus of $64.7  million compared to December 31, 2021 due to increased receivables from 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.  Unsecured Debentures  On March 25, 2022, the Corporation’s subsidiary Entropy entered into an investment agreement with Brookfield,  who provided a capital commitment of $300 million. Entropy will issue unsecured debentures to fund CCS projects  that reach final investment decision as certain predetermined return thresholds are met. Under the terms of the  unsecured debentures, Entropy and the respective investor have options that provide for the unsecured debentures  to be exchanged for Entropy common shares at an exchange price of $10 per share, subject to adjustment in certain  circumstances.  The  investor  has  the  option  to  exchange  the  outstanding  unsecured  debentures  to  Entropy  for  Entropy common shares at any time while Entropy may commence a mandatory exchange of unsecured debentures  for Entropy common shares in advance of an initial public offering. The unsecured debentures have a term of 10  years, if not exchanged prior thereto, which are to be repaid at the end of the term in an amount equal to or greater  of the principal amount and the investor’s pro rata share of the fair market value of Entropy and are non‐recourse to  Advantage. Each debenture issued by Entropy bears an interest rate of 8% per annum that Entropy can elect to pay  in cash or pay‐in‐kind, due on a quarterly basis. Any paid‐in‐kind interest is added to the aggregate principal, subject  to certain limitations.  On April 5, 2022, Entropy issued unsecured debentures and received an initial $25.0 million in gross proceeds and  incurred  $3.8  million  of  issuance  cost.  For  the  year  ended  December  31,  2022,  Entropy  incurred  interest  of  $1.5  million that was paid in cash.  Advantage Energy Ltd. - 36 Other Liabilities  In 2020, Advantage sold a 12.5% interest in the Corporation’s Glacier Gas Plant 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 sale and  volume commitment agreement are treated as a financing transaction with an effective interest rate of 9.1%. During  the third quarter of 2022, as part of the planned capital expansion of the Glacier Gas Plant, the working interest  partner participated and provided $5.0 million in additional financing, with the volume commitment fee being revised  to $0.696/Mcf for the remainder of the term. For the year ended December 31, 2022, the Corporation made cash  payments  of  $12.3  million  (December  31,  2020  ‐  $12.0  million)  under  the  take‐or‐pay  volume  commitment  agreement.  As at December 31, 2022, Advantage had a decommissioning liability of $41.9 million (December 31, 2021 – $62.5  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 $62.8 million  (December  31,  2021  –  $57.6  million),  with  69%  of  these  costs  to  be  incurred  beyond  2050.  Actual  spending  on  decommissioning  for  the  year  ended  December  31,  2022  was  $2.2  million  (December  31,  2021  –  $1.0  million).  Advantage continues to maintain an industry leading LMR of 28.4, demonstrating that the Corporation has no issues  addressing its abandonment, remediation, and reclamation obligations.   Non‐controlling interest ("NCI")   At December 31, 2020, Advantage owned 100% of Entropy, 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, 2022, the net loss and comprehensive loss attributed to non‐controlling interest  was $0.9 million (December 31, 2021 ‐ $0.2 million).  Advantage Energy Ltd. - 37                       Shareholders’ Equity  On  April  7,  2022,  the  TSX  approved  the  Corporation  commencing  a  NCIB.  Pursuant  to  the  NCIB,  Advantage  was  permitted to purchase for cancellation, from time‐to‐time, as it considered advisable, up to a maximum of 18,704,019  common shares of the Corporation. The NCIB commenced on April 13, 2022 and is scheduled to terminate on April  12, 2023 or such earlier time as the NCIB is completed or terminated at the option of Advantage.  Purchases pursuant  to the NCIB were made on the open market through the facilities of the TSX or alternative trading systems. The price  that Advantage paid for its common shares under the NCIB was the prevailing market price on the TSX at the time of  such purchase. All common shares acquired under the NCIB were cancelled.  For the year ended December 31, 2022,  the Corporation purchased 13.3 million common shares for cancellation at an average price of $10.52 per common  share  for  a  total  of  $140.1  million  under  the  NCIB.  As  at  February  23,  2023,  having  purchased  and  cancelled  the  maximum  number  of  common  shares  that  could  be  purchased  under  the  Corporation's  current  NCIB,  Advantage  concluded its NCIB.  On November 10, 2022, the Corporation commenced a SIB pursuant to which it offered to purchase for cancellation  up to $100 million of its common shares through a modified Dutch auction. The SIB was completed on December 20,  2022, with the Corporation taking up 8,928,571 common shares at a price of $11.20 per common share, representing  an aggregate purchase of $100 million and 4.9% of the total number of Advantage’s issued and outstanding common  shares  as  at  the  time  the  SIB  was  commenced.  The  Corporation  incurred  $0.9  million  in  transaction  costs  in  connection with the SIB which were included in the cost of acquiring the common shares.  As at December 31, 2022, a total of 4.0 million Performance Share Units were outstanding under the Restricted and  Performance Award Incentive Plan, which represents 2.3% of Advantage’s total outstanding common shares.  During  April  2022,  1,585,888  Performance  Share  Units  matured  and,  subject  to  a  performance  payout  multiplier,  were  settled with the issuance of 3,056,992 common shares.  As at February 23, 2023, Advantage had 166.3 million common shares outstanding. Annual Financial Information  The following is a summary of select financial information of the Corporation for the years indicated.  Total revenues ($000)  Net income (loss) attributable to Advantage     shareholders ($000)     Per share ‐ basic     Per share ‐ diluted  Total assets ($000)  Total non‐current liabilities ($000)  Year ended  December 31, 2022  803,901  Year ended  December 31, 2021  458,927  Year ended  December 31, 2020  236,156  338,667  1.81  1.75  2,216,958  544,478  411,523  2.17  2.07  1,994,990  444,258  (284,045)  (1.51)  (1.51)  1,533,709  436,531  Advantage Energy Ltd. - 38         Quarterly Performance ($000, except as otherwise indicated) Financial Statement Highlights Na tura l  ga s  a nd l i qui ds  s a l es Net i ncome (l os s ) a nd comprehens i ve i ncome (l os s )    per ba s i c s ha re (2) Ba s i c wei ghted a vera ge s ha res  (000) Ca s h provi ded by opera ti ng a cti vi ti es   Ca s h provi ded by (us ed i n) fi na nci ng a cti vi ti es Ca s h us ed i n i nves ti ng a cti vi ti es Other Financial Highlights Adjus ted funds  fl ow (1)    per boe (1)    per ba s i c s ha re (1)(2) Net ca pi ta l  expendi tures  (1) Free ca s h fl ow (1) Worki ng ca pi ta l  s urpl us  (defi ci t) (1) Ba nk i ndebtednes s Net debt (1) Operating Highlights Producti on    Crude oi l  (bbl s /d)    Condens a te (bbl s /d)    NGLs  (bbl s /d)    Tota l  l i qui ds  producti on (bbl s /d)    Na tura l  ga s  (mcf/d)    Tota l  producti on (boe/d) Avera ge pri ces  (i ncl udi ng rea l i zed deri va ti ves )    Na tura l  ga s  ($/mcf)     Li qui ds  ($/bbl ) Operating Netback ($/boe)    Na tura l  ga s  a nd l i qui ds  s a l es    Rea l i zed l os s es  on deri va ti ves    Proces s i ng a nd other i ncome    Net s a l es  of purcha s ed na tura l  ga s    Roya l ty expens e    Opera ti ng expens e    Tra ns porta ti on expens e Opera ti ng netba ck (1) 2022 2021 Q4 Q3 Q2 Q1 Q4 Q3 Q2 Q1 223,200 113,463 0.63 180,248 112,558 (49,718) 235,392 40,568 0.22 186,717 123,224 (71,048) 314,297 164,234 0.86 190,415 157,439 (37,556) 177,569 19,496 0.10 190,829 109,157 (50,769) (69,060) (42,822) (80,720) (76,983) 159,255 359,956 1.90 190,829 67,464 (27,423) (44,939) 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) 124,205 96,651 187,056 108,878 71,227 63,353 46,266 53,978 24.29 0.69 46,838 77,367 71,564 177,200 121,336 19.39 0.52 58,519 38,132 46,960 113,804 82,432 34.05 0.98 47,570 139,486 77,858 106,776 22.85 0.57 86,014 22,864 (19,115) 117,558 44,301 136,673 16.15 0.37 58,384 12,843 6,865 167,345 160,480 13.77 0.33 31,352 32,001 29,914 193,828 163,914 10.17 0.24 22,482 23,784 27,595 219,856 192,261 12.04 0.29 37,185 16,793 27,516 240,428 212,912 1,854 1,092 2,680 5,626 2,168 1,049 3,230 6,447 2,858 1,128 3,392 7,378 997 1,057 2,854 4,908 816 1,012 2,524 4,352 1,038 1,002 2,684 4,724 1,163 637 2,490 4,290 1,395 721 2,493 4,609 299,684 286,328 317,976 288,226 261,530 271,804 274,328 271,262 55,573 54,168 60,374 52,946 47,940 50,025 50,011 49,819 5.65 86.39 43.66 (4.76) 0.60 ‐ (5.31) (3.39) (4.43) 26.37 4.61 87.89 6.75 107.83 47.23 (12.58) 0.46 ‐ (5.80) (3.72) (4.48) 21.11 57.21 (8.50) 0.41 ‐ (6.17) (2.75) (4.44) 35.76 5.04 82.48 37.26 (2.19) 0.30 0.01 (3.42) (2.79) (4.36) 24.81 4.17 50.92 36.11 (8.41) ‐ ‐ (2.02) (2.92) (4.48) 18.28 3.48 49.68 29.19 (5.21) ‐ ‐ (1.75) (2.38) (3.86) 15.99 2.81 47.21 21.76 (2.12) ‐ ‐ (1.20) (2.21) (3.72) 12.51 3.07 48.11 22.16 (0.87) ‐ ‐ (1.13) (2.45) (3.57) 14.14 (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 2022 and for the preceding seven  quarters. Production was steady in 2021 before decreasing in the fourth quarter due to unplanned "firm service"  restrictions  on  TC  Energy’s  NGTL  system  but  then  subsequently  increased  during  2022  with  a  return  to  normal  production levels and bringing onstream newly drilled wells.  Advantage Energy Ltd. - 39                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   Quarterly Performance (continued)  Natural gas and liquids sales and adjusted funds flow increased significantly in the first quarter of 2022 through the  fourth  quarter of 2022  due  to increased production accompanied with strong  natural  gas and liquids  benchmark  prices. Natural gas and liquids sales were highest in the second quarter of 2022 due to an exceptionally strong pricing  and production environment. 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. As a result of strong commodity prices, the Corporation generated significant net income, cash provided by  operating activities, and free cash flow in 2022.  Climate change‐related risk and opportunities  Advantage is committed to positive action on emissions reduction. Advantage’s expects Scope 1 and 2 emissions to  be  reduced  by  approximately  20%  with  the  completion  of  the  Glacier  Gas  Plant  Phase  1  CCS  project.  Advantage  expects a further 40% reduction once Phase 2 is complete. 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 Advantage retains a significant ownership of Entropy. For further information on the Corporation’s  sustainability  results  and  targets,  please  view  our  sustainability  reports  and  information  available  on  the  Corporation’s website: https://www.advantageog.com/sustainability.   Glacier Gas Plant CCS Project  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. Commissioning of Phase 1 (47,000 TPA CO2e) was completed in the third quarter of 2022 with "first carbon"  injected into permanent geological storage during August (see "Net Capital Expenditures"). Analysis of final project  capital  for  Glacier  CCS  Phase  1  indicates  that  future  projects  are  on‐track  to  achieve  a  capital  cost  of  $475/tonne/annum  (capture  only,  including  inflation)  for  high‐quality  mid‐sized  projects,  and  lower  for  large  projects.  Entropy is preparing to install its patent‐pending Integrated Carbon Capture and StorageTM ("iCCSTM") equipment at  Glacier (Phase 1b), that is expected to be completed in 2023. Phase 1b is designed to capture and store an additional  16,000 TPA CO2e and will be the first deployment of Entropy's iCCSTM product, whereby a new 5,000 horsepower gas  compressor package will come directly from the fabricator with Entropy's built‐in carbon capture process equipment,  reducing energy intensity and total installed cost significantly below the cost of a retrofit installation.   Phase 2 is expected to begin construction in 2024 and will reduce the Corporation’s emissions by 136,000 TPA CO2e.  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".  Advantage Energy Ltd. - 40           Climate change‐related risk and opportunities (continued)  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 Alberta plants and including its carbon capture and sequestration  program,  we  have  generated  carbon  credits  every  year  through  2020  and  have  incurred  minimal  payment  obligations.  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  cash  generating  units  ("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. - 41     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). 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 fair value of unsecured debentures, judgments are required related to the choice of a pricing  model,  the  estimation  of  share  price,  volatility,  the  interest  rates,  and  the  expected  term  of  the  underlying  instruments. Any changes in the estimates or inputs utilized to determine fair value could result in a significant impact  on the Corporation’s future operating results.  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, 2022.  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, 2022.   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, 2022. 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. - 42   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, 2022. 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, 2022 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. - 43                                 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  Year ended  December 31  2022  112,558   1,144   10,503   124,205   2021  67,464  253  3,510  71,227  2022  502,378   2,215   12,197   516,790   2021  223,152  1,033  10,639  234,824  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  2022  2021  69,060   (19,373)  ‐  49,687  44,939  13,431  14  58,384  Year ended  December 31  2022  269,585   (27,800)  5  241,790  2021  117,782  11,564  20,057  149,403  Advantage Energy Ltd. - 44         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  Year ended  December 31  2022  112,558   (69,060)  29,876   1,144  ‐  74,518  2021  67,464   (44,939)  (9,921)  253  (14)  12,843  2022  502,378   (269,585)  39,997   2,215  (5)  275,000  2021  223,152   (117,782)  (925)  1,033  (20,057)  85,421  Operating netback is comprised of natural gas and liquids sales, realized gains (losses) on derivatives, processing and  other income, net sales of purchased natural gas, 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   Processing and other income  Net sales of purchased natural gas  Royalty expense  Operating expense  Transportation expense  Operating netback  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2022  223,200  (24,344)  3,091  ‐  (27,154)  (17,344)  (22,637)  134,812  2021  159,255  (37,088)  ‐  ‐  (8,928)  (12,870)  (19,768)  80,601  2022  950,458  (144,134)  9,082  70  (106,257)  (64,269)  (90,093)  554,857  2021  492,035  (74,578)  ‐  ‐  (27,530)  (44,893)  (70,440)  274,594  Advantage Energy Ltd. - 45                     Specified Financial Measures (continued)  Non‐GAAP Ratios (continued)  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  Year ended  December 31  2022  124,205  180,248  0.69  2021  71,227  190,829  0.37  2022  516,790  187,022  2.76  2021  234,824  190,077  1.24  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.  ($000, except as otherwise indicated)  Adjusted funds flow  Total production (boe/d)  Days in period  Total production (boe)  Adjusted funds flow per BOE ($/boe)  Operating netback per BOE  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2022  124,205  55,573  92  5,112,716  24.29  2021  71,227  47,940  92  4,410,480  16.15  2022  516,790  55,769  365  20,355,685  25.39  2021  234,824  49,445  365  18,047,425  13.01  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.   ($000, except as otherwise indicated)  Operating netback  Total production (boe/d)  Days in period  Total production (boe)  Operating netback per BOE ($/boe)  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2022  134,812  55,573  92  5,112,716  26.37  2021  80,601  47,940  92  4,410,480  18.28  2022  554,857  55,769  365  20,355,685  27.25  2021  274,594  49,445  365  18,047,425  15.21  Advantage Energy Ltd. - 46                                     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  2022  49,687  124,205  0.4   2021  58,384  71,227  0.8   Year ended  December 31  2022  241,790  516,790  0.5   2021  149,403  234,824  0.6   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  2022  121,336  516,790  0.2   2021  160,480  234,824  0.7   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, 2022 and December 31, 2021 is as follows:  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Prepaid expenses and deposits  Trade and other accrued liabilities  Working capital surplus  December 31  2022  December 31  2021  48,940  92,816  14,613  (84,805)  71,564  25,238  54,769  3,483  (76,625)  6,865  Advantage Energy Ltd. - 47                                             Specified Financial Measures (continued)  Capital Management 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, 2022 and December 31, 2021 is as follows:  Bank indebtedness (non‐current)  Unsecured debentures  Working capital surplus  Net debt  Supplementary Financial Measures  Average Realized Prices  December 31  2022  December 31  2021  177,200  15,700  (71,564)  121,336  167,345  ‐  (6,865)  160,480  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. - 48                               Specified Financial Measures (continued)  Supplementary 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   G&A expense per boe   Natural gas and liquids sales per boe   Net sales of purchased natural gas per boe   Operating expense per boe   Processing and other income per boe   Realized losses on derivatives per boe   Royalty expense per boe   Share‐based compensation expense per boe   Transportation expense per boe  Capital Efficiency   Capital  efficiency  is  calculated  by  dividing  net  capital  expenditures  by  the  average  production  additions  of  the  applicable  year  to  replace  the  corporate  decline  rate  and  deliver  production  growth,  expressed  in  $/boe/d.  Net  capital  expenditures  used  in  the  calculation  excludes  expenditures  related  to  carbon  capture  and  storage  assets  which Entropy has agreed to acquire ($19.0 million), and Entropy capital spending as these expenditures are not  related to production additions. Capital efficiency is considered by Management to be a useful performance measure  as a common metric used to evaluate the efficiency with which capital activity is allocated to achieve production  additions.    Finding, Development and Acquisition Costs ("FD&A")   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 2022 and 2021 Reserves Report.    Payout   The point at which all costs associated with a well are recovered from the operating netback of the well. Payout is  considered  by  management  to  be  a  useful  performance  measure  as  a  common  metric  used  to  evaluate  capital  allocation decisions.  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.  Advantage Energy Ltd. - 49         Oil and Gas information  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.  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,  such  as  IP30,  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.  Production estimates contained herein are expressed as anticipated average production over the calendar year. In  determining  anticipated  production  for  the  year  2023  Advantage  considered  historical  drilling,  completion  and  production results for prior years and took into account the estimated impact on production of the Corporation’s  2023 expected drilling and completion activities.  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 – Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities ("NI 51‐101").  Advantage Energy Ltd. - 50                           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  TPA  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 NI 51‐101  ‐ Natural Gas Liquids as defined in NI 51‐101  ‐ Conventional Natural Gas as defined in NI 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  ‐ tonnes per annum  ‐ not meaningful information  Advantage Energy Ltd. - 51   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 focus of the Corporation's 2023  capital program; the Corporation's 2023 capital guidance including its anticipated cash used in investing activities,  total  average  production,  liquids  production  (%  of  total  average  production),  royalty  rate,  operating  expense,  transportation  expense  and  G&A/finance  expense;  the  incurred  net  capital  expenditures  that  the  Corporation  estimates  that  it  will  recover  under  the  ITC  for  CCUS  projects  on  the  Glacier  Gas  Plant  Phase  1  CCS  project;  the  Corporation's expectations that it will apply to renew its NCIB in April 2023; the anticipated benefits to be derived  from Entropy's strategic investment agreement with Brookfield; Entropy's focus on commercial growth in the United  States and Canada; the anticipated timing of the procurement and construction of Entropy's near‐term projects and  their anticipated capture rates; Entropy's expectations that its mid‐term and long‐term projects remain well in excess  of  10  mmtpa;  the  Corporation's  2023  production  guidance;  that  Advantage  will  continue  to  invest  in  additional  transportation commitments and the anticipated benefits to be derived therefrom; the anticipated timing of when  the  CPV  Three  Rivers  plant  will  be  commissioned  and  the  average  capacity  that  Advantage  expects  to  deliver  in  connection  therewith;  the  Corporation's  forecasted  2023  natural  gas  market  exposure  including  the  anticipated  effective production rate; the Corporation's commodity risk management program and financial risk management  program and the anticipated benefits to be derived therefrom; 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; that royalties paid on new wells drilled in Alberta are typically low until the initial capital investment is  recovered; the Corporation's anticipated 2023 annual operating expense per boe and transportation expense per  boe; the Corporation's estimated tax pools and its expectations that it will not be subject to cash taxes until calendar  2025; the Corporation's expectations that the raw gas capacity of the Glacier Gas Plant will be expanded and that  wells drilled in the first quarter of 2023 will be brought onto production and the anticipated benefits to be derived  therefrom; the anticipated capture rate of the Glacier Gas Plant Phase 1 CCS and waste heat recovery project; that  Entropy's modular technology will lower corporate emissions; the Corporation's expectations that it will achieve "net  zero" Scope 1 and 2 emissions by 2025; the Corporation's expectations that its Valhalla asset will continue to play a  pivotal role in the Corporation's liquids‐rich gas development plan; that the Corporation's Wembley asset will provide  sufficient gas processing capacity for future growth; the number of wells that the Corporation expects to be drilled  at  Wembley  in  the  first  half  of  2023;  the  anticipated  timing  of  the  construction  of  the  Corporation's  Progress  compressor site and liquids handling hub and the anticipated benefits to be derived therefrom; the Corporation's  commitments and contractual obligations and the anticipated payments in connection therewith and the anticipated  timing thereof; Advantage's ability to actively manage its portfolio in conjunction with its future development plans  and its ability to ensure that the Corporation is properly diversified into multiple markets; that the Corporation will  allocate all free cash flow in 2023 towards the Corporation’s share buyback program, while maintaining its net debt  target of $200 million; that the Corporation will monitor its capital structure and make adjustments according to  market conditions; 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  terms  of  the  Corporation's  Credit  Facilities,  including  the  timing  of  the  next  review  of  the  Credit  Facilities and the Corporation's expectations regarding the extension of the Credit Facilities at each annual review;  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; the terms of Entropy's unsecured debentures; the anticipated  undiscounted, uninflated cash flows required to settle the Corporation's decommissioning liability and the   Advantage Energy Ltd. - 52 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  anticipated  timing  that  such  costs  will  be  incurred;  the  Corporation's  anticipated  reductions  in  Scope  1  and  2  emissions  and  the  anticipated  timing  thereof;  Entropy's  business  plan  and  the  anticipated  benefits  to  be  derived  therefrom;  Entropy's  expectations  that  its  future  projects  are  on‐track  to  achieve  a  capital  cost  of  C$475/tonne/annum  (capture  only,  including  inflation)  for  high‐quality  mid‐sized  projects,  and  lower  for  large  projects;  the  anticipated  timing  of  Glacier  Phase  1b  and  the  anticipated  results  to  be  derived  therefrom;  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; delays in timing of facility installation; 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 risk that the Corporation may not apply to renew its NCIB when anticipated,  or  at  all;  the  risk  that  the  Corporation  may  not  have  sufficient  financial  resources  to  acquire  its  common  shares  pursuant to an NCIB in the future; the lack of availability of qualified personnel or management; ability to access  sufficient capital from internal and external sources; credit risk; that Advantage will not be able to achieve "net zero"  emissions by 2025; that Entropy's existing planned capital projects may not result in completed CCS projects; the  price of and market for carbon credits and offsets; current and future carbon prices and royalty regimes; the risk that  Entropy's strategic investment agreement with Brookfield may not lead to the results anticipated; the risk that the  procurement and construction of Entropy's near‐term projects may not occur when anticipated, or at all; the risk  that the CPV Three Rivers plant may not be commissioned when anticipated, or at all; the risk that the Corporation's  commodity  risk  management  program  and  financial  risk  management  program  may  not  achieve  the  results  anticipated; the risk that the Corporation's annual operating expense per boe and transportation expense per boe  may be greater than anticipated; the risk that the Corporation may be subject to cash taxes prior to calendar 2025;  the risk that the raw gas capacity of the Glacier Gas Plant may not be expanded and that the wells drilled in the first  quarter of 2023 may not be brought onto production when anticipated, or at all; the risk that Entropy's modular  technology may not lower corporate emissions and that the Corporation may not achieve "net zero" Scope 1 and 2  emissions when anticipated, or at all; the risk that the Corporation's Valhalla asset may not play a pivotal role in the  Corporation's  liquids‐rich  gas  development  plan;  the  risk  that  the  Corporation's  Wembley  asset  may  not  provide  sufficient gas processing capacity for future growth; the risk that the Corporation may drill less wells at Wembley in  the first half of 2023 than anticipated; the risk that the construction of the Corporation's Progress compressor site   Advantage Energy Ltd. - 53 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  and liquids handling hub may not be completed when anticipated, or at all; the risk that Advantage may not actively  manage its portfolio in conjunction with its future development  plans or ensure that  the  Corporation is properly  diversified  into  multiple  markets;  the  risk  that  the  Corporation  may  not  allocate  all  of  its  free  cash  flow  in  2023  towards the Corporation’s share buyback program or maintain its net debt target of $200 million; the risk that the  Corporation may not satisfy all of its liabilities and commitments and meet its future obligations as they become due;  the risk that the undiscounted, uninflated cash flows required to settle the Corporation's decommissioning liability  may  be  greater  than  anticipated;  the  risk  that  Entropy's  future  projects  may  have  a  greater  capital  cost  than  anticipated;  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 produce, 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 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 its 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 the Corporation will have sufficient financial resources to purchase its shares under NCIBs in the future;  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.  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.  The future acquisition by the Corporation of the Corporation's common shares pursuant to its share buyback program  (including through an NCIB or an SIB), if any, and the level thereof is uncertain. Any decision to acquire common  shares of the Corporation pursuant to the share buyback program 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   Advantage Energy Ltd. - 54 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  other conditions existing at such future time including, without limitation, contractual restrictions and satisfaction of  the solvency tests imposed on the Corporation under applicable corporate law. There can be no assurance of the  number  of  common  shares  of  the  Corporation  that  the  Corporation  will  acquire  pursuant  to  its  share  buyback  program, if any, in the future.  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 2023 capital guidance  including its anticipated cash used in investing activities, royalty rate, operating expense, transportation expense and  G&A/finance expense; the incurred net capital expenditures that the Corporation estimates that it will recover under  the ITC for CCUS projects on the Glacier Gas Plant Phase 1 CCS project; 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 2023 annual operating expense per boe and transportation expense  per boe; the Corporation's estimated tax pools and its expectations that it will not be subject to cash taxes until  calendar  2025;  the  Corporation's  commitments  and  contractual  obligations  and  the  anticipated  payments  in  connection therewith and the anticipated timing thereof; that the Corporation will allocate all free cash flow in 2023  towards  the  Corporation’s  share  buyback  program,  while  maintaining  its  net  debt  target  of  $200  million;  the  anticipated undiscounted, uninflated cash flows required to settle the Corporation's decommissioning liability and  the anticipated timing that such costs will be incurred; and Entropy's expectations that future projects are on‐track  to achieve a capital cost of C$475/tonne/annum (capture only, including inflation) for high‐quality mid‐sized projects,  and  lower  for  large  projects;  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.  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 23, 2023  Advantage Energy Ltd. - 55             CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  For the years ended December 31, 2022 and 2021  Advantage Energy Ltd. - 56             Independent auditor’s report To the Shareholders of Advantage Energy Ltd. Our opinion In our opinion, the accompanying consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the financial position of Advantage Energy Ltd. and its subsidiaries (together, the Corporation) as at December 31, 2022 and 2021, 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, 2022 and 2021; 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, 2022. 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 natural gas and liquids properties within property, plant and equipment 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 $1,921 million of net natural gas and liquids properties as at December 31, 2022. Depreciation expense for these properties was $133.2 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. Proved plus probable reserves are determined using key assumptions related to the estimated future cost of developing and extracting those reserves, recovery factors and future natural gas and liquids prices. The proved and probable reserves are estimated by the Corporation’s independent qualified reserve evaluator (“management’s expert”). We determined that this is a key audit matter due to (i) the judgments by management, including the use of management’s expert, when estimating the proved plus probable reserves and (ii) a high degree of auditor judgment, subjectivity, and effort in performing procedures relating to the key assumptions used by management. Our approach to addressing the matter included the following procedures, among others:  Tested how management determined the total proved plus probable reserves, which included the following:  The work of management’s expert was used in performing the procedures to evaluate the reasonableness of the proved and probable reserves used to determine depreciation expense. As a basis for using this work, the competence, capabilities and objectivity of management’s expert 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 expert, tests of the data used by management’s expert and an evaluation of management’s expert’s findings.  Evaluated the reasonableness of key assumptions used by management in developing the estimates, including: o estimates of recovery factors and future costs of developing and extracting proved and probable reserves by considering the past performance of the Corporation and whether these assumptions were consistent with evidence obtained in other areas of the audit, as applicable. o future natural gas and liquids prices by comparing forecasts with other reputable third party industry forecasts.  Recalculated the units-of-production rates used to calculate depreciation expense. 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 express 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, 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 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.  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 23, 2023 Advantage Energy Ltd.   Consolidated Statements of Financial Position  (Expressed in thousands of Canadian dollars)  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  Total non‐current assets  Total assets  LIABILITIES  Current liabilities   Trade and other accrued liabilities  Derivative liability  Current portion of non‐current liabilities  Total current liabilities  Non‐current liabilities  Derivative liability   Bank indebtedness  Financing Liability  Unsecured debentures  Unsecured debentures – derivative liability  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  Notes  December 31  2022  December 31  2021  5  6  11  11  7  8  9  10  11  13, 15  11  12  13  14  14  15  16  17  18  48,940   92,816   14,613   22,357   178,726   93,993   15,791   1,844   4,011   1,922,593   2,038,232   2,216,958   84,805  2,197  20,800  107,802  ‐  177,200   90,436   15,700   9,744   49,976   201,422   544,478   652,280   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  76,625  2,765  11,224  90,614  12,315  167,345  89,792  ‐  ‐  78,522  96,284  444,258  534,872  2,105,013   142,817   (684,577)  1,563,253   1,425   1,564,678   2,216,958   2,370,716  110,315  (1,023,244)  1,457,787  2,331  1,460,118  1,994,990  Commitments (note 26)                                                                                                                                   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. - 62                                                                                                         Advantage Energy Ltd.   Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss)  (Expressed in thousands of Canadian dollars, except per share amounts)  Revenues    Natural gas and liquids sales    Sales of purchased natural gas    Processing and other income    Royalty expense    Natural gas and liquids revenue    Losses on derivatives  Total revenues  Expenses     Operating expense    Transportation expense    Natural gas purchases    General and administrative expense    Share‐based compensation expense    Depreciation expense    Impairment recovery    Exploration and evaluation expense    Finance expense    Foreign exchange gain   Total expenses (recovery)  Income before taxes and non‐controlling interest    Income tax expense  Net income and comprehensive income  before non‐controlling interest  Net income (loss) and comprehensive income (loss) attributable to:     Advantage shareholders     Non‐controlling interest  Net income per share attributable to Advantage shareholders    Basic    Diluted  See accompanying Notes to the Consolidated Financial Statements  Year ended  December 31  Notes  2022  2021  21  21  21  11  21  22  19    8,10  10  7  23  16  18  20  20  950,458  4,826  9,082  (106,257)  858,109   (76,847)  781,262   64,269  90,093  4,756  22,283  5,524  133,917  ‐   ‐   20,427  (2,906)  338,363  492,035   ‐  ‐  (27,530)  464,505   (5,578)  458,927   44,893   70,440   ‐  19,860   4,053   106,786   (340,653)  84   21,189  (171)   (73,519)  442,899   (105,138)  532,446   (121,092)  337,761   411,354   338,667   (906)  337,761   411,523   (169)  411,354   $    1.81  $    1.75  $    2.17   $    2.07   Advantage Energy Ltd. - 63                                                                                                                                                                                                                            Advantage Energy Ltd.   Consolidated Statements of Changes in Shareholders’ Equity  (Expressed in thousands of Canadian dollars) Balance, December 31, 2021  Net income and comprehensive income  Share‐based compensation (note 19(b))  Settlement of Performance Share Units  Common shares repurchased (note 17)  Balance, December 31, 2022  Balance, December 31, 2020  Net income and comprehensive income  Share‐based compensation (note 19(b))  Settlement of Performance Share Units  Issuance of Entropy common shares to  non‐controlling interest (note 18)  Balance, December 31, 2021  Share  capital  2,370,716   ‐  ‐  6,948  (272,651)  2,105,013  Contributed  surplus  110,315   ‐  7,766  (6,948)  31,684  142,817  Deficit  (1,023,244)  338,667   ‐   ‐   ‐   (684,577)  Share  capital  2,360,647   ‐   ‐   10,069   ‐   ‐   2,370,716   Contributed  surplus  114,280   ‐   6,786   (10,751)  ‐   ‐   110,315   Deficit  (1,434,767)  411,523   ‐   ‐   ‐   ‐   (1,023,244)  Non‐ controlling  interest  2,331   (906)  ‐  ‐  ‐  1,425   Non‐ controlling  interest  ‐   (169)   ‐   ‐    ‐  2,500   2,331   Total  shareholders’  equity  1,460,118   337,761   7,766   ‐   (240,967)  1,564,678   Total  shareholders’  equity  1,040,160   411,354   6,786   (682)  ‐   2,500   1,460,118   See accompanying Notes to the Consolidated Financial Statements Advantage Energy Ltd. - 64                       Advantage Energy Ltd.   Consolidated Statements of Cash Flows  (Expressed in thousands of Canadian dollars)  Operating Activities  Income before taxes and non‐controlling interest  Add (deduct) items not requiring cash:    Unrealized gains on derivatives    Share‐based compensation expense    Depreciation expense    Impairment recovery    Exploration and evaluation expense    Accretion of decommissioning liability    Accretion of unsecured debentures  Expenditures on decommissioning liability  Changes in non‐cash working capital  Cash provided by operating activities  Financing Activities  Common shares repurchased  Increase (decrease) in bank indebtedness   Net proceeds from unsecured debentures  Net proceeds from financing liability  Principal repayment of lease liability  Principal repayment of financing liability  Cash used in financing activities  Investing Activities   Exploration and evaluation assets additions  Intangible assets additions  Property, plant and equipment additions  Project funding received  Changes in non‐cash working capital  Cash used in investing activities  Increase 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  2022  2021  442,899   532,446   11  19(b)  8,10  10  7  15(d)  14  15(d)  25  17  12  14  13  15(c)  13  7  9  10  15(b)  25  (67,287)  5,524  133,917  ‐   ‐   1,420  317  (2,215)  (12,197)  502,378   (240,967)  9,855  21,162  5,000  (358)  (3,783)  (209,091)  ‐   (1,020)  (240,770)  5   (27,800)  (269,585)  23,702  25,238  48,940  (69,000)  4,053   106,786   (340,653)  84   1,108  ‐   (1,033)  (10,639)  223,152   ‐  (79,760)  ‐  ‐  (275)  (3,376)  (83,411)  (677)  (491)  (148,235)  20,057   11,564   (117,782)  21,959   3,279   25,238   Advantage Energy Ltd. - 65                                                                                                                                                                                                        Advantage Energy Ltd.   Notes to the Consolidated Financial Statements       For the years ended December 31, 2022 and 2021  All tabular amounts expressed in thousands of Canadian dollars, except as otherwise indicated.  1. Business and structure of Advantage Energy Ltd.  Advantage Energy Ltd. and its subsidiaries (together "Advantage" or the "Corporation") is an energy producer  with a significant position in the Montney resource play located in Western Canada. Additionally, the Corporation  provides carbon capture and storage solutions to emitters of carbon dioxide through its subsidiary, Entropy Inc.  ("Entropy"). 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"). Certain information provided for the prior year has been reclassified to conform  to the presentation adopted for the year ended December 31, 2022.  The  accounting  policies  applied  in  these  consolidated  financial  statements  are  based  on  IFRS  issued  and  outstanding as of February 23, 2023, 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. - 66                                                                       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, a private Canadian corporation of which Advantage owns 90%  (note 18). 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 Share Units  Deferred revenue  Lease liability  Financing liability  Unsecured debentures  Unsecured debentures – derivative liability  Measurement Category  Amortized cost  Amortized cost  Amortized cost  Fair value through profit and loss  Amortized cost  Amortized cost  Amortized cost  Fair value through profit and loss  Amortized cost  Amortized cost  Amortized cost  Amortized cost  Fair value through profit and loss  Advantage Energy Ltd. - 67               3.   Significant accounting policies (continued) (c) Financial instruments (continued)  Derivative assets and liabilities  Derivative instruments executed by the Corporation to manage risk are classified as fair value through profit  and  loss  and  are  recorded  on  the  Consolidated  Statement  of  Financial  Position  as  derivatives  asset  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.  The  Corporation’s  unsecured  debentures  include  an  embedded  derivative  due  to  the  equity  conversion  features.  The  unsecured  debentures  are  initially  measured  at  fair  value  and  are  separated  out  into  their  liability  and  derivative  components.  The  unsecured  debentures  liability  is  recorded  on  the  Statement  of  Financial  Position  at  amortized  cost.  The  unsecured  debentures  derivative  liability,  which  represents  the  equity conversion feature, is separately valued with changes in fair value recognized through profit and loss.  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. - 68     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.                (iii)  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 and  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. - 69         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 or  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. - 70               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. - 71       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 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.  The Entropy Stock Option Plan ("Stock Option Plan") authorizes the Board of Directors of Entropy 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.  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  Advantage’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 Advantage. 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. - 72 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, and processing income earned under fixed fee contracts.   Natural gas and liquids sales are 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.   Processing  income  is  recognized  when  the  Corporation  has  satisfied  its  performance  obligation  which  is  satisfied as each unit of raw gas is handled and processed by Advantage. The transaction price Advantage  charges third‐parties is a fixed charge per unit processed.  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.  Advantage Energy Ltd. - 73             3.   Significant accounting policies (continued) (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.  (l) Share capital  Financial instruments issued by the Corporation are classified as equity only to the extent that they do not  meet the definition of a financial liability or financial asset. Incremental costs directly attributable to the issue  of shares and share options are recognized as a deduction from equity. Common shares repurchased by the  Corporation are treated as a reduction of share capital based on the average carrying value of the common  shares,  with  the  difference  between  the  repurchase  price  and  average  carrying  value  being  allocated  to  contributed surplus. (m) 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.  (n) Government grants and investment tax credits  The  Corporation  may  receive  government  grants  which  provide  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.  Under  the  proposed  Government  of  Canada’s  refundable  investment  tax  credit  for  Carbon  Capture,  Utilization  and  Storage  ("CCUS")  program,  the  Corporation  is  eligible  to  recover  a  portion  of  its  capital  expenditures  on  qualified  CCUS  projects.  Investment  tax  credits  under  this  program  are  recorded  as  a  reduction  of  the  cost  of  the  asset.  Claims  for  investment  tax  credits  are  accrued  upon  the  Corporation  attaining reasonable assurance of collections from the Canada Revenue Agency.  Advantage Energy Ltd. - 74           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 estimated by an independent qualified reserve evaluator  and determined using 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.  (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.  Advantage Energy Ltd. - 75           4.   Significant accounting judgments, estimates and assumptions (continued)  (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) Unsecured debentures   Determining the fair value of unsecured debentures requires judgments related to the choice of a pricing  model,  the  estimation  of  share  price,  volatility,  interest  rates,  and  the  expected  term  of  the  underlying  instruments.    Any  changes  in  the  estimates  or  inputs  utilized  to  determine  fair  value  could  result  in  a  significant impact on the Corporation’s future operating results.  (f) 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.  (g) 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.  (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. - 76 5. Cash and cash equivalents Cash at financial institutions  December 31  2022  48,940  December 31  2021  25,238  Cash at financial institutions earn interest at floating rates based on daily deposit rates. As at December 31, 2022  cash at financial institutions included US$9.7 million (December 31, 2021 ‐ US$6.3 million).  The Corporation only  deposits cash with major financial institutions of high‐quality credit ratings. Included in cash and cash equivalents  as at December 31, 2022 is $13.1 million held by the Corporation’s subsidiary, Entropy, of which $10.0 million is  held in a cashable guaranteed investment certificate earning an interest rate of 4.4%. 6. Trade and other receivables Trade receivables  Receivables from joint venture partners  7. Exploration and evaluation assets  Balance at December 31, 2020  Additions  Lease expiries  Transferred to property, plant and equipment (note 10)  Balance at December 31, 2021  Additions  Lease expiries  Transferred to property, plant and equipment (note 10)  Balance at December 31, 2022  December 31  2022  87,047  5,769  92,816  December 31  2021  49,887   4,882   54,769   20,580             677              (84)           (460)  20,713  ‐  ‐  (4,922)  15,791  Advantage Energy Ltd. - 77                                                           8. Right‐of‐use assets  Cost  Balance at December 31, 2020  Additions   Expired leases  Balance at December 31, 2021  Additions  Expired leases  Balance at December 31, 2022  Accumulated depreciation  Balance at December 31, 2020  Depreciation  Expired leases  Balance at December 31, 2021  Depreciation  Expired leases  Balance at December 31, 2022  Net book value  At December 31, 2021  At December 31, 2022  9. Intangible assets  Cost  Balance at December 31, 2020  Intellectual property acquisition (note 18)  Additions  Balance at December 31, 2021  Additions  Balance at December 31, 2022  Accumulated amortization  Balance at December 31, 2020  Amortization  Balance at December 31, 2021 and December 31, 2022  Net book value  At December 31, 2021  At December 31, 2022  Total  2,504   169   (35)  2,638  339  ‐  2,977                 468    326   (35)  759   374  ‐  1,133              1,879     1,844  ‐  2,500  491  2,991  1,020  4,011  ‐  ‐  ‐  2,991  4,011  The  Corporation  has  not  incurred  amortization  on  its  intangible  assets  in  2021  or  2022  as  the  assets  are  not  available for use. Amortization will be recognized once commercial operations commence.  Advantage Energy Ltd. - 78                                                                                                                                                                               10. Property, plant and equipment  Cost  Balance at December 31, 2020  Additions  Capitalized share‐based compensation (note 19(b))  Changes in decommissioning liability (note 15(d))  Transferred from exploration and      evaluation assets (note 7)  Balance at December 31, 2021  Additions  Capitalized share‐based compensation (note 19(b))  Changes in decommissioning liability (note 15(d))  Transferred from exploration and      evaluation assets (note 7)  Balance at December 31, 2022  Accumulated depreciation  Balance at December 31, 2020  Depreciation  Impairment recovery  Balance at December 31, 2021  Depreciation  Balance at December 31, 2022  Net book value  At December 31, 2021  At December 31, 2022  Natural Gas  and Liquids   Properties  Furniture and  Equipment  2,811,316   148,154   2,051   1,505   460   2,963,486   239,943  2,242  (19,734)  4,922  3,190,859  1,371,238   106,227   (340,653)  1,136,812   133,224  1,270,036  6,692   81   ‐   ‐   ‐   6,773   827  ‐  ‐  ‐  7,600  5,278   233   ‐   5,511   319  5,830  Total  2,818,008   148,235   2,051   1,505   460   2,970,259   240,770  2,242  (19,734)  4,922  3,198,459  1,376,516   106,460   (340,653)  1,142,323   133,543  1,275,866  1,826,674   1,920,823  1,262   1,770  1,827,936   1,922,593  During  the  year  ended  December  31,  2022,  Advantage  capitalized  general  and  administrative  expenditures  directly related to development activities of $6.8 million, included in additions (year ended December 31, 2021 ‐  $7.8 million).  Included  in  additions  to  natural  gas  and  liquids  properties  is  $2.8  million  in  expenditures  incurred  by  the  Corporation’s subsidiary, Entropy (year ended December 31, 2021 ‐ $nil).  Advantage included future development costs of $2.1 billion (December 31, 2021 ‐ $2.0 billion) in natural gas and  liquids properties costs subject to depreciation.    Advantage Energy Ltd. - 79                                                                     10. Property, plant and equipment (continued) 2022: Impairment assessment  For  the  year  ended  December  31,  2022,  the  Corporation  evaluated  its  natural  gas  and  liquids  properties  for  indicators  of  any  potential  impairment.  As  a  result  of  this  assessment,  no  indicators  were  identified,  and  no  impairment test was performed.   2021: Impairment recovery assessment  At  December  31,  2021,  there  were  indicators  of  impairment  recovery  identified  in  the  Corporation’s  Greater  Glacier CGU as a result of improved forward commodity prices for natural gas and crude oil.  The Corporation performed an impairment reversal test using an after‐tax discounted future cash flow of proved  and  probable  reserves(1),  utilizing  an  inflation  rate  of  2%  and  a  discount  rate  of  10%.  The  following  table  summarizes the price forecast used in the Corporation’s discounted cash flow estimates as of December 31, 2021:  Year  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2031  2032  Thereafter  WTI  ($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. - 80                 11. Financial risk management  Financial  assets  and  liabilities  recorded  or  disclosed  at  fair  value  in  the  statements  of  financial  position  are  categorized based on the level associated with the inputs used to measure their fair value.  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 categorized as level 2 in the fair value hierarchy and 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.   The  Corporation’s  unsecured  debentures  –  derivative  liability  is  categorized  as  level  3  in  the  fair  value  hierarchy as multiple inputs such as volatility, probability of a future change of control event, and share price  are unobservable inputs.   Fair value less costs of disposition used to determine the recoverable amounts of Advantage’s Greater Glacier  CGU at December 31, 2021 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. - 81   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     Foreign exchange    Interest rate    Natural gas embedded derivative     Unsecured debenture derivative    Total  Gains (losses) on derivatives    Natural gas     Crude oil     Foreign exchange    Interest rate    Natural gas embedded derivative    Unsecured debenture derivative    Total  Year ended  December 31  2022  2021  (138,871)  (2,430)  (2,729)  (104)  (144,134)  29,647  (20)  (687)  136  42,176   (3,965)  67,287   (109,224)  (2,450)  (3,416)  32  42,176   (3,965)  (76,847)  (58,909)  (17,353)  2,368   (684)  (74,578)  16,480   2,074   (4,525)  666   54,305   ‐  69,000   (42,429)  (15,279)  (2,157)  (18)  54,305   ‐  (5,578)  Advantage Energy Ltd. - 82                                                                                                                                                                                                                 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 asset (liability)    Crude oil derivative asset    Foreign exchange derivative liability    Interest rate derivative liability    Natural gas embedded derivative asset    Unsecured debentures derivative liability (note 14)    Net derivative asset  Consolidated statement of financial position classification    Current derivative asset    Non‐current derivative asset    Current derivative liability    Non‐current derivative liability    Unsecured debentures derivative liability (note 14)    Net derivative asset  (a) Credit risk   December 31  2022  December 31  2021  16,475   ‐   (2,197)  ‐   99,875   (9,744)  104,409            (13,172)                     20              (1,510)                 (136)             57,699   ‐             42,901   22,357   93,993   (2,197)  ‐   (9,744)  104,409                    282              57,699              (2,765)           (12,315)  ‐             42,901   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,  which  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  2022  92,816   3,720  116,350   212,886   December 31  2021  54,769   1,858   57,981            114,608   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. - 83                                                                   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, 2022, $0.2 million of trade and other receivables are outstanding for 90 days  or more (December 31, 2021 – $0.2 million). 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, 2022, the average expected credit loss for trade and other receivables  was 0.63% (December 31, 2021 – 0.60%).  The Corporation’s most significant customers, three North American oil and natural gas marketers, account  for  $63.8  million  of  the  trade  and  other  receivables  at  December  31,  2022  (December  31,  2021  –  $33.8  million).  (b) Liquidity risk  The  Corporation  is  subject  to  liquidity  risk  attributed  from  trade  and  other  accrued  liabilities,  derivative  liabilities,  lease  liabilities,  performance  awards,  financing  liabilities,  unsecured  debentures  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 5 and  12 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.  The unsecured debentures held by Entropy are non‐recourse to Advantage, and have a term of 10 years, if  not exchanged for common shares, which are to be repaid at the end of the term. Debentures issued by  Entropy bear an interest rate of 8% per annum, which can be paid‐in‐kind, or cash, due on a quarterly basis,  at the discretion of Entropy.  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. - 84         11. Financial risk management (continued)   (b) Liquidity risk (continued)  The  timing  of  undiscounted  cash  outflows  and  contractual  maturities  relating  to  financial  liabilities  as  at  December 31, 2022 and 2021 are as follows:  December 31, 2022  Trade and other accrued liabilities  Deferred Share Units  Derivative liability  Performance Awards  Lease liability  Financing liability  Bank indebtedness  ‐ principal                                      ‐ interest (1)  Unsecured debentures(2)  December 31, 2021  Trade and other accrued liabilities  Deferred Share Units  Derivative liability  Performance Awards  Lease liability  Financing liability  Bank indebtedness  ‐ principal                                      ‐ interest (1)  Undiscounted  cash flows(3)   84,805   6,528   2,197   13,776   2,377   158,827   180,000   19,926   25,000   493,436   Undiscounted  cash flows(3)   76,625   4,773   15,080   17,666   2,331   162,657   168,000   6,255   453,387   Less than       one year  84,805   1,941   2,197   6,105   475   12,702   ‐   13,284   ‐   121,509   Less than       one year  76,625   ‐   2,765   5,644   339   12,045   ‐   5,038   102,456   One to  three years  ‐   ‐   ‐   7,671   960   25,439   180,000   6,642   ‐   220,712   One to  three years  ‐   ‐   12,315   12,022   750   24,123   168,000   1,217   218,427   Beyond  ‐   4,587   ‐   ‐   942   120,686   ‐   ‐   25,000   151,215   Beyond  ‐   4,773   ‐   ‐   1,242   126,489   ‐   ‐   132,504   (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.  (2) The unsecured debentures are a liability of Entropy and are non‐recourse to Advantage. The principal balance of unsecured  debentures bears an interest rate of 8%, which can be paid‐in‐kind, or cash, at the discretion of Entropy.  (3) The undiscounted cash flows equal the carrying value, with the exception of performance awards, lease liability, financing  liability and unsecured debentures.  The Corporation’s bank indebtedness is governed by credit facility agreements with a syndicate of financial  institutions (note 12). The Credit Facility has a tenor of two years with a maturity date in June 2024 and is  subject  to  an  annual  review  and  extension  by  the  lenders.  During  the  revolving  period,  a  review  of  the  maximum borrowing amount occurs annually on or before May and semi‐annually on or before November.  There can be no assurance that the Credit Facilities will be renewed at the current borrowing base level at  that time. During the term, no principal payments are required until the revolving period matures in June  2024 in the event of a reduction, or the Credit Facility not being renewed. Management fully expects that  the facilities will be extended at each annual review.  Advantage Energy Ltd. - 85               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, 2022 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 PJM electricity price  Net Income (Loss) Impact  ($ millions)  +10%  (1.0)  (7.8)   (4.0)  9.3  (10)%  1.0  7.6  4.0  (14.5)  As at December 31, 2022 and February 23, 2023, the Corporation had the following commodity derivative  contracts in place:  Description of  Derivative                  Term    Volume             Price  Natural gas – AECO 7A  Fixed price swap  April 2023 to October 2023  Natural gas ‐ Henry Hub NYMEX  Fixed price swap  Fixed price swap  November 2022 to March 2023  April 2023 to October 2023  Natural gas ‐ AECO/Henry Hub Basis Differential  Basis swap  Basis swap  April 2023 to December 2024  January 2023 to March 2023  18,956 Mcf/d    Cdn $4.35/Mcf  105,000 Mcf/d  25,000 Mcf/d    US $4.98/Mcf     US $3.35/Mcf  40,000 Mcf/d  5,000 Mcf/d    Henry Hub less US $1.19/Mcf    Henry Hub less US $0.98/Mcf  Natural gas ‐ Dawn  Fixed price swap  April 2023 to October 2023  15,000 Mcf/d  US $2.92/Mcf(1)  (1) Contract entered into subsequent to December 31, 2022  Advantage Energy Ltd. - 86                     11.  Financial risk management (continued)   (c)  Commodity price risk (continued)  Natural Gas ‐ Embedded Derivative  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 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, 2022 the  fair value of the natural gas embedded derivative resulted in an asset of $99.9 million (December 31, 2021 –  $57.7 million asset).  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, 2022, 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.  (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 from time‐to‐time will enter into fixed interest  rate  swaps  to  mitigate  interest  rate  risk.  As  at  December  31,  2022,  the  Corporation  had  no  outstanding  interest rate hedges in place. Had the borrowing rate been different by 100 basis points throughout the year  ended  December  31,  2022,  net  income  and  comprehensive  income  would  have  changed  by  $0.8  million  (December 31, 2021 – $1.6 million) based on the average debt balance outstanding during the year.  (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, 2022, net income and comprehensive income  would have changed by $7.2 million (December 31, 2021 – $2.6 million).  Advantage Energy Ltd. - 87               11.  Financial risk management (continued)   (e)  Foreign exchange risk (continued)  As at December 31, 2022, 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              Term  Notional Amount  Rate  February 2021 to January 2023  June 2021 to May 2023  March 2022 to February 2023  May 2022 to March 2023  US $ 750,000/month  US $ 2,000,000/month  US $ 1,500,000/month  US $ 1,000,000/month      1.2850         1.2025    1.2719   1.2850  As at December 31, 2022 the fair value of the foreign exchange derivatives outstanding resulted in an liability  of $2.2 million (December 31, 2021 – $1.5 million liability).  (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,  unsecured  debentures,  and  share  capital.  Advantage  may  manage  its  capital  structure  by  issuing  new  shares,  repurchasing  outstanding  shares,  obtaining  additional  financing  through  bank  indebtedness,  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.  Advantage Energy Ltd. - 88                                 11.  Financial risk management (continued)   (f)  Capital management (continued)  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  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, 2022 and December 31, 2021 is as follows:  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Prepaid expenses and deposits  Trade and other accrued liabilities  Working capital surplus  Net Debt  December 31  2022  48,940  92,816  14,613  (84,805)  71,564  December 31  2021             25,238              54,769                3,483   (76,625)  6,865  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, 2022 and December 31, 2021 is as follows:  Bank indebtedness (non‐current) (note 12)  Unsecured debentures (note 14)  Working capital surplus  Net debt  December 31  2022  177,200  15,700  (71,564)  121,336  December 31  2021  167,345   ‐  (6,865)  160,480   Advantage’s capital structure as at December 31, 2022 and December 31, 2021 is as follows: Net debt   Shares outstanding (note 17)  Share closing market price ($/share)  Market Capitalization  Total Capitalization  December 31  2022  121,336  171,652,768  9.47  1,625,552  1,746,888  December 31  2021  160,480   190,828,976   7.41   1,414,043   1,574,523   Advantage Energy Ltd. - 89                                                 12. Bank indebtedness  Revolving credit facility  Discount on bankers’ acceptance and other fees  Balance, end of year  December 31  2022  180,000  (2,800)  177,200  December 31  2021  168,000   (655)  167,345   As at December 31, 2022, 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.   In June 2022, the Credit Facilities were renewed with no changes to the borrowing base. The Credit Facility has a  tenor of two years with a maturity date in June 2024 and is subject to an annual review and extension by the  lenders. During the revolving period, a review of the maximum borrowing amount occurs annually on or before  May  and  semi‐annually  on  or  before  November.  There  can  be  no  assurance  that  the  Credit  Facilities  will  be  renewed at the current borrowing base level at that time. During the term, no principal payments are required  until  the  revolving  period  matures  in  June  2024  in  the  event  of  a  reduction,  or  the  Credit  Facility  not  being  renewed. 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  0.625%  to  1.125%  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 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.   Advantage Energy Ltd. - 90                           12. Bank indebtedness (continued)  The Credit Facilities contain standard commercial covenants for credit facilities of this nature. The Corporation  did not have any financial covenants at December 31, 2022 and 2021, but the Corporation is subject to various  affirmative and negative covenants under its Credit Facilities.  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, 2022 the  Corporation had a 28.4 LMR (December 31, 2021 – 25.6 LMR). All other applicable non‐financial covenants were  met at December 31, 2022 and 2021. 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, 2022, the average effective interest rate on the outstanding amounts under the  facilities was approximately 6.2% (December 31, 2021 – 4.7%). The Corporation had letters of credit of US$9.0  million outstanding at December 31, 2022 (December 31, 2021 – US$9.0 million).  13. Financing Liability  In 2020, Advantage sold a 12.5% interest in the Corporation’s Glacier Gas Plant for $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. During the third quarter of 2022, as part of the planned capital expansion of the  Glacier Gas Plant, the working interest partner chose to participate pursuant to the agreement and provided $5.0  million in additional financing, with the volume commitment fee being revised to $0.696/Mcf for the remainder  of the term. The volume commitment agreement is treated as a financing transaction with an effective interest  rate associated with the financing transaction of 9.1%.  A reconciliation of the financing liability is provided below:  Balance, beginning of the year  Additions   Interest expense   Financing payments  Balance, end of year  Current financing liability  Non‐current financing liability  14. Unsecured debentures  Year ended  December 31, 2022  93,488  5,000  8,537  (12,320)  94,705  4,269  90,436  Year ended  December 31, 2021  96,864   ‐   8,669   (12,045)  93,488   3,696   89,792   On March 25, 2022, the Corporation’s subsidiary Entropy entered into an investment agreement with an investor  who provided a capital  commitment  of $300 million. Entropy  will issue unsecured  debentures to fund  carbon  capture and storage projects that reach final investment decision as certain predetermined return thresholds are  met. Under the terms of the agreement, Entropy and the investor have options that provide for the unsecured  debentures to be exchanged for commons shares at an exchange price of $10 per share, subject to adjustment in  certain  circumstances.  The  investor  has  the  option  to  exchange  the  outstanding  unsecured  debentures  for  common shares at any time while Entropy may commence a mandatory exchange of unsecured debentures for  common shares in advance of an initial public offering ("IPO"). The unsecured debentures have a term of 10 years,  if not exchanged for common shares, which are to be repaid at the end of the term in the amount greater of the  principal amount and the investor’s pro rata share of the fair market value of Entropy and are non‐recourse to  Advantage.   Advantage Energy Ltd. - 91                     14. Unsecured debentures (continued) Each debenture issued by Entropy bears an interest rate of 8% per annum that Entropy can elect to pay in cash or  pay‐in‐kind,  due  on  a  quarterly  basis.  Any  paid‐in‐kind  interest  is  added  to  the  aggregate  principal,  subject  to  certain limitations.  On April 5, 2022, Entropy issued unsecured debentures and received $25.0 million gross proceeds and incurred  $3.8 million of issuance costs. For the year ended December 31, 2022, Entropy incurred interest of $1.5 million  that was paid in cash, and $0.3 million of accretion expense.  The exchange features of the unsecured debentures meet the definition of a derivative liability, as the exchange  features allow the unsecured debentures to be potentially exchanged for a variable amount of common shares,  and  as  such  does  not  meet  the  fixed‐for‐fixed  criteria  for  equity  classification.  The  unsecured  debenture  ‐  derivative liability is classified as Level 3 within the fair value hierarchy.  The  following  table  provides  a  summary  of  the  outstanding  aggregate  principal  balance  of  the  Corporation’s  unsecured debentures:  Aggregate principal balance, beginning of the year  Unsecured debentures issued  Aggregate principal balance, end of year  December 31  2022  ‐   25,000  25,000  The following tables disclose the components associated with the unsecured debentures at initial recognition.  The changes in the unsecured debentures are as follows:  Balance, beginning of the year  Initial recognition  Issuance costs  Accretion expense  Balance, end of year  December 31  2022  ‐   19,221   (3,838)  317   15,700   The changes in the unsecured debentures ‐ derivative liability related to the exchange features are as follows:  Balance, beginning of the year  Initial recognition  Revaluation   Balance, end of year  December 31  2022  ‐   5,779   3,965   9,744   The  Corporation  determined  the  value  of  the  conversion  feature  using  a  probability  weighted  Black‐Scholes  calculation. Unobservable inputs used to determine the valuation at December 31, 2022 includes estimated share  price, estimated timing of an IPO, share price volatility and credit spread. The below table provides the impact to  the valuation of the derivative liability by adjusting the inputs below:   $ millions  $1 change in estimated share price  10% change in volatility   1% change in credit spread  1 year change in estimated timing of an IPO  Increase  1.5  1.0  0.4  1.8  (Decrease)  (1.5)  (1.0)  (0.4)  (2.5)  Advantage Energy Ltd. - 92                                           15. Provisions and other liabilities Performance Awards (note 19(c))  Deferred Share Units (note 19(d))  Deferred revenue (a)  Project funding grant (b)  Lease liability (c)  Decommissioning liability (d)   Balance, end of year  Current provisions and other liabilities  Non‐current provisions and other liabilities  (a) Deferred revenue    Year ended  December 31, 2022  9,277  6,528  6,603  ‐   2,154  41,945  66,507  16,531  49,976  Year ended  December 31, 2021  9,970  4,773  6,603  57  2,173  62,474  86,050  7,528  78,522  Deferred  revenue  represents  an  advance  payment  received  by  Advantage  in  consideration  for  the  future  sales of natural gas. The balance has been classified as short‐term as the performance obligation related to  the deferred revenue is expected to be satisfied in 2023. (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.  (c) Lease liability  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, 2022  2,173   339   93   (451)  2,154   434  1,720   Year ended  December 31, 2021  2,279   169   96   (371)  2,173   364   1,809   Advantage Energy Ltd. - 93                                                             15. Provisions and other liabilities (continued) (d) Decommissioning liability  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 2023  and 2078. A risk‐free rate of 3.28% (December 31, 2021 ‐ 1.76%) and an inflation factor of 2.0% (December  31, 2021 – 2.0%) were used to calculate the fair value of the decommissioning liability at December 31, 2022.  As  at  December  31,  2022,  the  total  estimated  undiscounted,  uninflated  cash  flows  required  to  settle  the  Corporation’s decommissioning liability was $62.8 million (December 31, 2021 – $57.6 million).   A reconciliation of the decommissioning liability is provided below:  Balance, beginning of the year  Accretion expense  Liabilities incurred  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, 2022  62,474  1,420  2,003  (1,189)  (20,548)  (2,215)  41,945  2,000  39,945  Year ended  December 31, 2021  60,894   1,108   1,737   (1,800)  1,568   (1,033)  62,474   2,000   60,474   Advantage Energy Ltd. - 94                                 16. Income taxes  The provision for income taxes is as follows:  Current income tax expense  Deferred income tax expense  Income tax expense  Year ended  December 31, 2022  Year ended  December 31, 2021  ‐  105,138   105,138   ‐   121,092   121,092   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 before taxes and non‐controlling interest  Combined federal and provincial income tax rates  Expected income tax expense  Increase (decrease) in income taxes resulting from:      Non‐deductible share‐based compensation      Valuation allowance      Other  Income tax expense  Effective tax rate  Year ended  December 31, 2022  442,899  Year ended  December 31, 2021  532,446                           23.0 %                          23.0 %  122,463   101,867  1,280  910  1,081  105,138                          23.7 %  937   ‐   (2,308)  121,092                            22.7 %  The movement in deferred income tax assets and liabilities without taking into consideration the offsetting of  balances within the same tax jurisdiction is as follows:  At December 31, 2021  Credited (charged)  to income  At December 31, 2022  Deferred income tax assets:     Decommissioning liability      Non‐capital losses      Financing liability     Other  Deferred income tax liabilities:     Property, plant and equipment     Derivative asset/liability     Other  Deferred income tax liability  14,369   167,352   21,502   22,022   225,245   (311,239)  (9,867)  (423)  (321,529)  (96,284)  (4,208)  (73,547)  (870)  217   (78,408)  (10,188)  (16,388)  (154)  (26,730)  (105,138)  10,161  93,805  20,632  22,239  146,837  (321,427)  (26,255)  (577)  (348,259)  (201,422)  Advantage Energy Ltd. - 95                                At December 31, 2020  Credited (charged)  to income  At December 31, 2021  16. Income taxes (continued)   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)  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)  The estimated tax pools available at December 31, 2022 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  14,369  167,352  21,502  ‐  22,022  225,245  (311,239)  (9,867)  (423)  (321,529)  (96,284)  218,327   68,470   12,242   411,805   240,549   135,119   32,506   6,421   1,125,439   The non‐capital loss carry forward balances expire no earlier than 2029.  No deferred tax asset has been recognized for capital losses of $135 million (December 31, 2021 – $147 million).  Recognition is dependent on the realization of future taxable capital gains. Advantage Energy Ltd. - 96                                         17. 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, 2020  Shares issued on Performance Share Unit settlements   Contributed surplus transferred on Performance Share Unit settlements  Balance at December 31, 2021  Shares issued on Performance Share Unit settlements (note 19 (a))  Contributed surplus transferred on Performance Share Unit settlements  Shares purchased and cancelled under NCIB  Shares purchased and cancelled under SIB  Balance at December 31, 2022  188,112,797   2,716,179   ‐   190,828,976   3,056,992  ‐  (13,304,629)  (8,928,571)  171,652,768  Share capital  ($000)  2,360,647   ‐   10,069   2,370,716   ‐  6,948  (163,157)  (109,494)  2,105,013  For  the  year  ended  December  31,  2022,  the  Corporation  purchased  22.2  million  common  shares  for  cancellation  for  a  total  of  $241.0  million.  Share  capital  was  reduced  by  $272.7  million  while  contributed  surplus was increased by $31.7 million, representing the excess average carrying value of the common shares  over the purchase price.  (c) Normal Course Issuer Bid ("NCIB")   On April 7, 2022, the Toronto Stock Exchange (the "TSX") approved the Corporation commencing a NCIB.  Pursuant to the NCIB, Advantage will purchase for cancellation, from time to time, as it considers advisable,  up to a maximum of 18,704,019 common shares of the Corporation. The NCIB commenced on April 13, 2022  and is scheduled to terminate on April 12, 2023 or such earlier time as the NCIB is completed or terminated  at the option of Advantage.  Purchases pursuant to the NCIB were made on the open market through the facilities of the TSX or alternative  trading systems. The price that Advantage paid for its common shares under the NCIB was the prevailing  market price on the TSX at the time of such purchase. All Common shares acquired under the NCIB were  cancelled.   For  the  year  ended  December  31,  2022,  the  Corporation  purchased  13.3  million  common  shares  for  cancellation at an average price of $10.52 per common share for a total of $140.1 million. Subsequent to  December  31,  2022,  the  Corporation  purchased  5.4  million  common  shares  for  a  total  of  $47.9  million,  reaching the maximum number of common shares that can be purchased under the NCIB.  (d) Substantial Issuer Bid ("SIB")  On  November  10,  2022,  the  Corporation  commenced  a  SIB  pursuant  to  which  it  offered  to  purchase  for  cancellation  up  to  $100  million  of  its  common  shares  through  a  modified  Dutch  auction.  The  SIB  was  completed on December 20, 2022, with the Corporation taking up 8.9 million common shares at a price of  $11.20 per common share, representing an aggregate purchase of $100 million and 4.9% of the total number  of Advantage’s issued and outstanding common shares. The Corporation incurred $0.9 million in transaction  cost in connection with the SIB which were included in the cost of acquiring the common shares.  Advantage Energy Ltd. - 97           18. 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   19. Long‐term compensation plans  Year ended  December 31  2022  2021  2,331  ‐  (906)  1,425  ‐    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, 2022, 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, 2020  Granted  Settled  Forfeited  Balance at December 31, 2021  Granted  Settled  Forfeited  Balance at December 31, 2022  Performance Share Units  5,243,598   1,247,026   (1,549,658)  (60,282)  4,880,684   720,641  (1,585,888)  (32,491)  3,982,946  During  April  2022,  1,585,888  Performance  Share  Units  matured  and  were  settled  with  the  issuance  of  3,056,992 common shares.  Advantage Energy Ltd. - 98                                                                                                               19. Long‐term compensation plans (continued) (b) Share‐based compensation expense  Share‐based compensation expense after capitalization for the years ended December 31, 2022 and 2021  are as follows:  Total share‐based compensation  Capitalized (note 10)  Cash settled awards  Share‐based compensation expense   Year ended  December 31  2022  2021  7,766   (2,242)  ‐  5,524   6,786   (2,051)  (682)  4,053   (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 15) 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  Performance Awards settled  Balance, end of year  Current   Non‐current  (d) Deferred Share Units  Year ended  December 31, 2022  Year ended  December 31, 2021  9,970  5,902  46  (6,641)  9,277  5,553  3,724  4,620  5,284  66  ‐  9,970                 5,107                  4,863   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, 2020  Granted  Settled  Balance at December 31, 2021  Granted  Settled  Balance at December 31, 2022  Deferred Share Units             629,330              105,140              (90,377)             644,093   45,217  ‐  689,310  Advantage Energy Ltd. - 99                                                                                                           19. Long‐term compensation plans (continued)  (d) Deferred Share Units (continued)  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:  Balance, beginning of the year  Granted  Revaluation of outstanding Deferred Share Units  Settled  Balance, end of year  Current  Non‐current  Year ended  December 31, 2022  Year ended  December 31, 2021  4,773  425  1,330  ‐  6,528  1,941  4,587                 1,076                      418                  3,599                    (320)                 4,773   ‐  4,773  20. Net income per share attributable to Advantage shareholders  The  calculations of basic  and diluted net income per share are derived from  both net income attributable to  Advantage shareholders and weighted average shares outstanding, calculated as follows:  Net income attributable to Advantage shareholders       Basic and diluted  Weighted average shares outstanding        Basic       Performance Share Units       Diluted  Net income per share attributable to Advantage shareholders       Basic ($/share)       Diluted ($/share)  Year ended  December 31  2022  2021  338,667  411,523   187,022,242  6,847,114  193,869,356  190,077,376   8,526,599   198,603,975   $    1.81  $    1.75  $    2.17   $    2.07   Advantage Energy Ltd. - 100                                                                                                           21. Revenues  (a) 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, 2022 and 2021, natural gas and liquids sales was as follows:  Crude oil   Condensate  NGLs  Liquids  Natural Gas  Natural gas and liquids sales    Year ended  December 31  2022  81,938  47,129  79,042  208,109  2021  31,209  25,226  44,423  100,858  742,349  391,177  950,458  492,035  At December 31, 2022, receivables from contracts with customers, which are included in trade and other  receivables, were $84.6 million (December 31, 2021 ‐ $49.5 million).  (b) Sales of purchased natural gas  During the year ended December 31, 2022, the Corporation purchased natural gas volumes to satisfy physical  sales commitments. Purchases and sales of natural gas from third‐parties was as follows:  Sales of purchased natural gas  Natural gas purchases  Net sales of purchased natural gas  (c) Processing and other income  Year ended   December 31  2022  4,826   (4,756)  70   2021  ‐  ‐  ‐  During the year ended December 31, 2022, the Corporation earned income from the processing of third‐ party natural gas at the Corporation’s gas plant. Processing and other income was as follows:  Processing income  Other  Total processing and other income  Year ended   December 31  2022  8,783   299  9,082   2021  ‐  ‐  ‐  Advantage Energy Ltd. - 101                                                                                                     22. 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 (note 10)  General and administrative expense  23. Finance expense Interest on bank indebtedness (note 12)  Interest on provisions and other liabilities (note 13, 15(c), 19(c))     Accretion of decommissioning liability (note 15(d))  Interest and accretion on unsecured debentures (note 14)  Interest income  Total finance expense  24. 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  2022  21,920  1,330  1,601  2,043  2,197  29,091  (6,808)  22,283  2021  19,673   3,599  1,286   1,995   1,148   27,701   (7,841)  19,860   Year ended  December 31  2022  9,364  8,676  1,420  1,796  (829)  20,427  2021        11,250            8,831            1,108   ‐            ‐        21,189   Year ended  December 31  2022  2021  4,972  4,753  9,725  4,903  5,075  9,978  (1) Represents the grant date fair value of Performance Share Units and Performance Awards granted.  As at December 31, 2022, there is a commitment of $4.8 million (December 31, 2021 – $4.4 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, 2022, Advantage incurred  and  charged  $1.8  million  (December  31,  2021  –  $0.8  million)  in  G&A  to  Entropy  in  connection  with  the  Management Services Agreement.  Advantage Energy Ltd. - 102                                                                                                             25. 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 Share Units   Project funding  Related to operating activities  Related to financing activities  Related to investing activities   Year ended  December 31  2022  2021  (38,047)  (11,130)  8,180  (693)  1,755  (62)  (39,997)  (12,197)  ‐   (27,800)  (39,997)  (26,278)  (1,462)  39,618  5,350  3,697  (20,000)  925  (10,639)  ‐   11,564   925   The following table provides a detailed breakdown of the cash and non‐cash changes in financing liabilities arising  from financing activities:  Year ended  December 31  2022  2021  (240,967)  310,000   (298,000)  (10,019)  21,162   5,000   (451)  (12,320)  (225,595)  ‐   30,000   (110,000)  (10,288)  ‐   ‐   (371)  (12,045)  (102,704)  7,874   93   8,537   16,504   10,528   96   8,669   19,293   (209,091)  (83,411)  Cash flows  Common shares repurchased   Draws on credit facility     Repayment of credit facility     Bankers’ acceptance and other fees  Net proceeds from unsecured debentures  Net proceeds from financing liability  Lease payments  Financing payments  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 used in financing activities  Advantage Energy Ltd. - 103                                                                                                                                                                                        26. Commitments  At December 31, 2022 Advantage had commitments relating to building operating cost of $1.9 million, processing  commitments  of  $53.7  million  and  transportation  commitments  of  $450  million.  The  estimated  remaining  payments are as follows:  ($ millions)  Building operating cost (1)  Processing  Transportation  Total commitments  Total  1.9  53.7  450.0  505.6  2023  0.4  7.9  74.5  82.8  Payments due by period  2026  2025  0.4  0.4  7.0  9.5  60.1  72.3  67.5  82.2  2024  0.4  10.0  74.5  84.9  2027  0.3  7.0  48.2  55.5  Beyond  ‐  12.3  120.4  132.7  (1) Excludes fixed lease payments which are included in the Corporation’s lease liability. Advantage Energy Ltd. - 104                                         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; that Advantage will focus  on  growing  AFF  per  share  while  maintaining  its  net  debt  target;  Advantage's  anticipated  production  growth  and  annual spending over the next three years; the focus of the Corporation's 2023 capital program; the Corporation's  2023  capital  guidance  including  its  anticipated  cash  used  in  investing  activities,  total  average  production,  liquids  production  (%  of  total  average  production),  royalty  rate,  operating  expense,  transportation  expense  and  G&A/finance expense; the incurred net capital expenditures that the Corporation estimates that it will recover under  the ITC for CCUS projects on the Glacier Gas Plant Phase 1 CCS project; the Corporation's expectations that it will  apply to renew its NCIB in April 2023; the anticipated benefits to be derived from Entropy's strategic investment  agreement with Brookfield; Entropy's focus on commercial growth in the United States and Canada; the anticipated  timing  of  the  procurement  and  construction  of  Entropy's  near‐term  projects  and  their  anticipated  capture  rates;  Entropy's expectations that its mid‐term and long‐term projects remain well in excess of 10 mmtpa; the Corporation's  2023 production guidance; that Advantage will continue to invest in additional transportation commitments and the  anticipated  benefits  to  be  derived  therefrom;  the  anticipated  timing  of  when  the  CPV  Three  Rivers  plant  will  be  commissioned and the average capacity that Advantage expects to deliver in connection therewith; the Corporation's  forecasted 2023 natural gas market exposure including the anticipated effective production rate; the Corporation's  commodity risk management program and financial risk management program and the anticipated benefits to be  derived  therefrom;  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; that royalties paid on new wells  drilled in Alberta are typically low until the initial capital investment is recovered; the Corporation's anticipated 2023  annual operating expense per boe and transportation expense per boe; the Corporation's estimated tax pools and  its expectations that it will not be subject to cash taxes until calendar 2025; the Corporation's expectations that the  raw gas capacity of the Glacier Gas Plant will be expanded and that wells drilled in the first quarter of 2023 will be  brought onto production and the anticipated benefits to be derived therefrom; the anticipated capture rate of the  Glacier  Gas  Plant  Phase  1  CCS  and  waste  heat  recovery  project;  that  Entropy's  modular  technology  will  lower  corporate emissions; the Corporation's expectations that it will achieve "net zero" Scope 1 and 2 emissions by 2025;  the Corporation's expectations that its Valhalla asset will continue to play a pivotal role in the Corporation's liquids‐ rich gas development plan; that the Corporation's Wembley asset will provide sufficient gas processing capacity for  future growth; the number of wells that the Corporation expects to be drilled at Wembley in the first half of 2023;  the anticipated timing of the construction of the Corporation's Progress compressor site and liquids handling hub  and the anticipated benefits to be derived therefrom; the Corporation's commitments and contractual obligations  and  the  anticipated  payments  in  connection  therewith  and  the  anticipated  timing  thereof;  Advantage's  ability  to  actively  manage  its  portfolio  in  conjunction  with  its  future  development  plans  and  its  ability  to  ensure  that  the  Corporation is properly diversified into multiple markets; that the Corporation will allocate all free cash flow in 2023  towards the Corporation’s share buyback program, while maintaining its net debt target of $200 million; that the  Corporation  will  monitor  its  capital  structure  and  make  adjustments  according  to  market  conditions;  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 terms of  the Corporation's Credit Facilities, including the timing of the next review of the Credit Facilities and the Corporation's  expectations regarding the extension of the Credit Facilities at each annual review; the Corporation's ability to satisfy   Advantage Energy Ltd. - 105 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  all liabilities and commitments and meet future obligations as they become due and the means for satisfying such  future obligations; the terms of Entropy's unsecured debentures; the anticipated undiscounted, uninflated cash flows  required  to  settle  the  Corporation's  decommissioning  liability  and  the  anticipated  timing  that  such  costs  will  be  incurred; the Corporation's anticipated reductions in Scope 1 and 2 emissions and the anticipated timing thereof;  Entropy's business plan and the anticipated benefits to be derived therefrom; Entropy's expectations that its future  projects are on‐track to achieve a capital cost of C$475/tonne/annum (capture only, including inflation) for high‐ quality mid‐sized projects, and lower for large projects; the anticipated timing of Glacier Phase 1b and the anticipated  results  to  be  derived  therefrom;  the  statements  under  "critical  accounting  estimates"  in  the  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; delays in timing of facility installation; 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 risk that Advantage may not grow AFF per share; the risk that  Advantage may not return all excess cash to its shareholders via buybacks; the failure to extend the credit facilities  at each annual review; competition from other producers; the risk that the Corporation may not apply to renew its  NCIB when anticipated, or at all; the risk that the Corporation may not have sufficient financial resources to acquire  its common shares pursuant to an NCIB in the future; the lack of availability of qualified personnel or management;  ability to access sufficient capital from internal and external sources; credit risk; that Advantage will not be able to  achieve "net zero" emissions by 2025; that Entropy's existing planned capital projects may not result in completed  CCS projects; the price of and market for carbon credits and offsets; current and future carbon prices and royalty  regimes;  the  risk  that  Entropy's  strategic  investment  agreement  with  Brookfield  may  not  lead  to  the  results  anticipated; the risk that the procurement and construction of Entropy's near‐term projects may not occur when  anticipated, or at all; the risk that the CPV Three Rivers plant may not be commissioned when anticipated, or at all;  the risk that the Corporation's commodity risk management program and financial risk management program may  not  achieve  the  results  anticipated;  the  risk  that  the  Corporation's  annual  operating  expense  per  boe  and  transportation expense per boe may be greater than anticipated; the risk that the Corporation may be subject to  cash taxes prior to calendar 2025; the risk that the raw gas capacity of the Glacier Gas Plant may not be expanded  and that the wells drilled in the first quarter of 2023 may not be brought onto production when anticipated, or at all;  the risk that Entropy's modular technology may not lower corporate emissions and that the Corporation may not  achieve "net zero" Scope 1 and 2 emissions when anticipated, or at all; the risk that the Corporation's Valhalla asset   Advantage Energy Ltd. - 106 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  may not play a pivotal role in the Corporation's liquids‐rich gas development plan; the risk that the Corporation's  Wembley asset may not provide sufficient gas processing capacity for future growth; the risk that the Corporation  may  drill  less  wells  at  Wembley  in  the  first  half  of  2023  than  anticipated;  the  risk  that  the  construction  of  the  Corporation's Progress compressor site and liquids handling hub may not be completed when anticipated, or at all;  the risk that Advantage may not actively manage its portfolio in conjunction with its future development plans or  ensure  that  the  Corporation  is  properly  diversified  into  multiple  markets;  the  risk  that  the  Corporation  may  not  allocate all of its free cash flow in 2023 towards the Corporation’s share buyback program or maintain its net debt  target of $200 million; the risk that the Corporation may not satisfy all of its liabilities and commitments and meet its  future obligations as they become due; the risk that the undiscounted, uninflated cash flows required to settle the  Corporation's decommissioning liability may be greater than anticipated; the risk that Entropy's future projects may  have a greater capital cost than anticipated; 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 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 produce, 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 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 its 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 the Corporation will have sufficient financial resources to purchase its shares under NCIBs in the future;  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 common shares pursuant to its share buyback program  (including through an NCIB or an SIB), if any, and the level thereof is uncertain. Any decision to acquire common  shares of the Corporation pursuant to the share buyback program 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 and satisfaction of  the solvency tests imposed on the Corporation under applicable corporate law. There can be no assurance of the  number  of  common  shares  of  the  Corporation  that  the  Corporation  will  acquire  pursuant  to  its  share  buyback  program, if any, 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,   Advantage Energy Ltd. - 107 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  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:  that  Advantage  will  focus  on  growing AFF per share while maintaining its net debt target of $200 million; Advantage's anticipated annual spending  over the next three years; the Corporation's 2023 capital guidance including its anticipated cash used in investing  activities, royalty rate, operating expense, transportation expense and G&A/finance expense; the incurred net capital  expenditures that the Corporation estimates that it will recover under the ITC for CCUS projects on the Glacier Gas  Plant Phase 1 CCS project; 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  2023 annual operating expense per boe and transportation expense per boe; the Corporation's estimated tax pools  and its expectations that it will not be subject to cash taxes until calendar 2025; the Corporation's commitments and  contractual obligations and the anticipated payments in connection therewith and the anticipated timing thereof;  that the Corporation will allocate all free cash flow in 2023 towards the Corporation’s share buyback program, while  maintaining its net debt target of $200 million; the anticipated undiscounted, uninflated cash flows required to settle  the Corporation's decommissioning liability and the anticipated timing that such costs will be incurred; and Entropy's  expectations  that  future  projects  are  on‐track  to  achieve  a  capital  cost  of  C$475/tonne/annum  (capture  only,  including  inflation)  for  high‐quality  mid‐sized  projects,  and  lower  for  large  projects;  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 this document was  made as of the date of this document 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  document is not conclusive and is subject to change.  Advantage Energy Ltd. - 108                   Oil and Gas Information   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.  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.   References in this document to short‐term production rates, such as IP30, 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.  Production estimates contained herein are expressed as anticipated average production over the calendar year. In  determining  anticipated  production  for  the  year  2023  Advantage  considered  historical  drilling,  completion  and  production results for prior years and took into account the estimated impact on production of the Corporation’s  2023 expected drilling and completion activities.  Sproule was engaged as an independent qualified reserve evaluator to evaluate Advantage’s year‐end reserves as of  December  31,  2022  (“Sproule  2022  Reserves  Report”)  in  accordance  with  NI  51‐101  and  the  COGE  Handbook.  Reserves are stated on a gross (before royalties) working interest basis unless otherwise indicated. Additional details  are provided in the accompanying tables to this release and additional reserve information as required under NI 51‐ 101 are included in our Annual Information Form which is available at www.sedar.com and www.advantageog.com.  The  recovery  and  reserve  estimates  of  reserves  provided  in  this  document  are  estimates  only,  and  there  is  no  guarantee that the estimated reserves will be recovered. Actual reserves may eventually prove to be greater than,  or less than, the estimates provided herein.  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. - 109               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 34 of the Corporation’s Consolidated Management’s  Discussion  &  Analysis  for  the  year  ended  December  31,  2022,  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 2022 and 2021 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 17, 2023  Advantage Energy Ltd. - 110                   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  NCIB  PJM  SIB  WTI  means “Mixed Sweet Blend”, the reference price paid for conventionally produced light sweet  crude oil at Edmonton, Alberta  means "Normal course issuer bid"  a regional transmission organization that coordinates the movement of wholesale electricity in the  Mid Atlantic region of the US  Means "Substantial issuer bid"  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 NI 51‐101  Natural gas  Conventional Natural Gas as defined in NI 51‐101  "NGLs" &           "condensate"  Liquids  Natural Gas Liquids as defined in NI 51‐101  Total of crude oil, condensate and NGLs  Advantage Energy Ltd. - 111                                         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  AAV  Directors  Jill T. Angevine (1)(3)(4)  Stephen E. Balog(2)(4)  Michael Belenkie  Deirdre M. Choate(1)(3)(4)  Donald M. Clague (1)(2)(3)(4)  Paul G. Haggis (1)(2)(3)(4)  Norman W. MacDonald(1)(2)  Andy J. Mah(2)  Janine J. McArdle(1)(4)  (1) Member of Audit Committee  (2) Member of Reserves and Health, Safety and Environment  Committee  (3) Member of Compensation Committee  (4) Member of Governance & Sustainability Committee  Officers  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  ATB Financial  Business Development Bank of Canada  Wells Fargo Bank N.A., /Canada Branch  Independent Reserve Evaluators  Sproule Associates Limited  Legal Counsel  Burnet, Duckworth and Palmer LLP  Advantage Energy Ltd. - 112     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. - 113     

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