Advantage Oil & Gas Ltd.
Annual Report 2023

Plain-text annual report

2023 Fourth Quarter Report Financial Highlights  ($000, except as otherwise indicated)  Financial Statement Highlights  Natural gas and liquids sales  Net income and comprehensive income(3)     per basic share (2)  Basic weighted average shares (000)  Cash provided by operating activities  Cash used in financing activities  Cash used in investing activities  Other Financial Highlights  Adjusted funds flow (1)       per boe (1)       per basic share (1)(2)  Net capital expenditures (1)  Free cash flow (1)  Working capital surplus (1)  Bank indebtedness  Net debt (1)  Operating Highlights  Production     Crude oil (bbls/d)     Condensate (bbls/d)     NGLs (bbls/d)     Total liquids production (bbls/d)     Natural gas (Mcf/d)     Total production (boe/d)  Average realized prices (including realized derivatives)     Natural gas ($/Mcf)      Liquids ($/bbl)  Operating Netback ($/boe)     Natural gas and liquids sales     Realized gains (losses) on derivatives     Processing and other income     Net sales of purchased natural gas     Royalty expense     Operating expense     Transportation expense     Operating netback (1)  (1) (2) (3) Q4  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2023  2022  2023  2022  147,137  41,026  0.25  163,939  89,048   (52,120)  (58,846)  82,494  13.11  0.50  39,938  42,556  18,651  212,854  222,022  3,254  1,264  3,345  7,863  363,124  68,384  2.84  81.55  23.39  0.98  0.39  ‐   (1.64)  (3.61)  (4.08)  15.43  223,200  113,962  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  541,100  101,597  0.61  166,553  323,345   (70,263)  (282,761)  950,458  338,667  1.81   187,022   502,378   (209,091)  (269,585)  313,570  14.16  1.88  282,796  30,774  18,651  212,854  222,022  2,710  1,166  3,021  6,897  322,687  60,678  3.24  78.35  24.43  1.59  0.34  (0.01)  (1.92)  (3.81)  (4.09)  16.53  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  Specified financial measure which may not be comparable to similar specified financial measures used by other entities. Please see "Specified Financial Measures".  Based on basic weighted average shares outstanding.  Net income and comprehensive income attributable to Advantage shareholders.                                                        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 .................................................................................................... 61  Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) ................................................................................ 62  Consolidated Statements of Changes in Shareholders’ Equity ............................................................................. 63  Consolidated Statements of Cash Flows ............................................................................................................... 64  Notes to the Consolidated Financial Statements ................................................................................................. 65  ADVISORY .................................................................................................................................................................... 103  Advantage Energy Ltd. - 1                                   MESSAGE TO SHAREHOLDERS Advantage Energy Ltd. ("Advantage" or the "Corporation") is pleased to report 2023 year‐end financial and operating  results as well as year‐end 2023 reserves.  Advantage  achieved  exceptional  results  during  2023,  including  record  production,  improved  well  results,  and  significant share buybacks, while ending the year below our net debt target. Additional achievements included an  unbudgeted $10 million acquisition of 53 net Montney sections at Conroy and successfully executing a 17‐day Glacier  plant turnaround.    Following  a  comprehensive  review  of  our  capital  program,  we  have  materially  reduced  our  planned  2024  capital  expenditures by $40 million to between $220 million and $250 million. Thanks to continued outperformance of our  recent development program, we can deliver this reduced capital level without changing our production guidance or  compromising our long‐term adjusted funds flow ("AFF") per share focus.  2024 Capital Program Update  Advantage continuously reviews its capital program to adjust to rapidly changing supply/demand dynamics in North  America. Our 2024 capital spending guidance has been revised to a range of $220 million to $250 million (from $260  million to $290 million).  Budgetary reductions include at least two fewer wells, the deferral of debottlenecking and  reliability projects, and a previously unbudgeted capital recovery. Production guidance remains unchanged, thanks  to continued outperformance of our development program.  Significant discretionary capital remains in the budget for the second half of 2024, including a steady one‐rig drilling  program and the first phase of the 150 mmcf/d Progress gas plant project, currently on‐schedule to be commissioned  mid‐year 2025. In the event that North American supply growth continues to overwhelm demand and create further  downward pressure on futures pricing,  any discretionary investments that fail to meet threshold metrics may be  deferred allowing incremental free cash flow to be redeployed to the share buyback.   Based on current futures pricing, Advantage estimates capital spending will be approximately 75% of forecasted total  AFF for 2024 and 2025, preserving balance sheet flexibility and optionality for opportunistic, counter‐cyclical share  repurchases.  Marketing Update  Advantage has hedged approximately 20% of its forecast natural gas production for summer 2024, 11% for winter  2024/25, 5% for summer 2025 and 6% for winter 2025/26. Advantage has only approximately 8% exposure to AECO  volatility this summer through a combination of fixed price hedges and physical market diversification.  Looking Forward  To  maximize  shareholder  value,  Advantage  remains  focused  on  growing  AFF  per  share(a)  while  maintaining  a  net  debt(a) target of $200 million to $250 million.  Advantage’s three‐year plan is to deliver compounding AFF per share  growth via careful capital allocation, with annual spending between $220 million and $300 million and production  growth capped at 10%. 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 may not be comparable to similar specified financial measures used by other entities. Please see "Specified Financial  Measures".  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, 2023 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 March 4, 2024 and is available at www.advantageog.com  and www.sedarplus.ca.    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   2023  608,878   December 31   2022(4)  585,648  4,229,092  25.07  24.4  3.75  0.35  4,745,165  27.16  28.9  3.41  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 166.2 million shares outstanding at December 31, 2023 and 171.7 million at December 31, 2022. (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, 2022 contained in a report  of Sproule dated February 22, 2023 using the IQRE average product price forecast effective December 31, 2022.  (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, 2023  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)            4,278                    ‐              8,343          12,622             6,795          19,416             819,376               62,250         1,455,505         2,337,130             957,328         3,294,457                 9,462                     380               18,210               28,051               12,334               40,385            150,303               10,755            269,137            430,195            178,683            608,878   Total Oil Equivalent Corporation Gross (before royalties)  Working Interest Reserves Summary 585,648  608,878  553,365  ) e o b M ( 2021 Proved Developed Producing Proved  Undeveloped Total Proved Plus Probable 2022 2023 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%  2,489,682  187,858  4,805,440  7,482,980  4,287,209    11,770,188  1,392,412  91,048  1,467,675  2,951,135  1,277,958  4,229,092  1,139,988  70,802  923,922  2,134,712  870,359  3,005,071  (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, 2023, 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 $ ( 3,353  3,384  4,745  4,229  2,951  2,205  1,148  2021 1,361  2022 1,278  2023 Total Proved Probable Total Proved Plus Probable Advantage Energy Ltd. - 5                                                                     IQRE Average Forecasts and Assumptions  The  net  present  value  of  future  net  revenue  at  December  31,  2023  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, 2023. 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  ($Cdn/bbl)  92.91  95.04  96.07  97.99  99.95  101.94  103.98  AECO‐C   Spot  ($Cdn/MMbtu)  2.20  3.37  4.05  4.13  4.21  4.30  4.38  Edmonton  Pentanes Plus  ($Cdn/bbl)  29.65  35.13  35.43  36.14  36.86  37.60  38.35  Edmonton  Butane  ($Cdn/bbl)  47.69  48.83  49.36  50.35  51.35  52.38  53.43  Edmonton  Propane  ($Cdn/bbl)  96.79  98.75  100.71  102.72  104.78  106.87  109.01  Operating  Cost Inflation  Rate  %/year  0.0%  2.0%  2.0%  2.0%  2.0%  2.0%  2.0%  Capital Cost  Inflation Rate  %/year  0.0%  2.0%  2.0%  2.0%  2.0%  2.0%  2.0%  Exchange  Rate  ($US/$Cdn)  0.75  0.75  0.76  0.76  0.76  0.76  0.76  Year   2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  Year   2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  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, 2022  Net present value proved and probable reserves  Undeveloped land (2)  Working capital and other (3)(4)  Bank indebtedness  Financing liability  Net asset value ‐ December 31, 2023 (3)  Net asset value per share (1)(3) ‐ December 31, 2023  Notes:                           Before Income Taxes Discounted at               0%   $        75.28        11,770,188              15,960            127,196         (212,854)           (92,897)   11,607,593               10%   $        27.16    4,229,092    15,960   127,196   (212,854)   (92,897)   4,066,497                 15%   $        19.62    3,005,071    15,960   127,196   (212,854)   (92,897)   2,842,476   $        71.55   $        25.07   $       17.52   (1) Based on 166.2 million shares outstanding at December 31, 2023 and 171.7 million at December 31, 2022.  (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, 2022  Extensions and improved recovery (1)  Technical revisions (1)  Discoveries  Acquisitions   Dispositions  Economic factors  Production  Light Crude Oil  and Medium  Crude Oil  (Mbbl)  12,432  Conventional  Natural Gas  (Mmcf)  2,278,778  Natural Gas  Liquids  (Mbbl)  24,650  Total Oil  Equivalent  (Mboe)  416,879  2,607  (1,440)  ‐  ‐  ‐  12  (989)  502,415  (325,118)  ‐  ‐  ‐  (1,164)  (117,781)  7,752  (2,822)  ‐  ‐  ‐  (1)  (1,528)  94,095  (58,448)  ‐  ‐  ‐  (184)  (22,148)  Closing balance at December 31, 2023  12,622  2,337,130  28,051  430,195  Proved Plus Probable   Opening balance December 31, 2022  Extensions and improved recovery (1)  Technical revisions (1)  Discoveries  Acquisitions   Dispositions  Economic factors  Production  Light Crude Oil  and Medium  Crude Oil  (Mbbl)  19,456  Conventional  Natural Gas  (Mmcf)  3,186,329  Natural Gas  Liquids  (Mbbl)  35,137  Total Oil  Equivalent  (Mboe)  585,648  4,028  (3,079)  ‐  ‐  ‐  ‐  (989)  484,625  (258,568)  ‐  ‐  ‐  (146)  (117,781)  9,859  (3,085)  ‐  ‐  ‐  2  (1,528)  94,658 (49,258) ‐ ‐ ‐ (22) (22,148) Closing balance at December 31, 2023  19,416  3,294,458  40,385  608,878  Notes:  (1) Proved and Proved Plus Probable reserves have been reassigned to different areas to align with the Corporation's  current  development  plan,  which  includes  the  expansion  of  processing  facilities  at  Progress  and  Valhalla  to  develop reserves with higher liquid recoveries. Certain locations at Glacier have been removed and replaced by  new locations at Valhalla. The removed locations are reported as negative technical revisions and replaced new  locations categorized as extensions and improved recovery in the same table. Included in technical revisions, but  not  apparent  due  to  the  large  negative  revisions,  are  positive  revisions  at  existing  wells  and  locations  due  to  increased  performance,  amounting  to  15,647.2  Mboe  Gross  Proved  and  17,983.7  Mboe  Gross  Proved  Plus  Probable.  (2) Table may not add due to rounding.  Advantage Energy Ltd. - 8                                                   Corporation Finding and Development Cost ("F&D")   Corporation 2023 F&D Cost – Gross (before royalties) Working Interest Reserves Including Future  Development Capital(1)(2)(3)      Net capital expenditures ($000)(4)(5)  Acquisitions  Net change in Future Development Capital ($000)  Total capital ($000)  Total mboe, end of year  Total mboe, beginning of year  Production, mboe  Reserve additions, mboe  2023 F&D cost ($/boe) (4)(5)  2022 F&D cost ($/boe) (4)(5)  Three‐year average F&D cost ($/boe) (4)(5)  Notes:  Proved  266,187         (10,159)         45,375         301,403         430,195         416,879         (22,148)         35,464   $8.50  $7.48  $7.60  Proved   Plus Probable  266,187         (10,159)        114,752         370,780         608,878         585,648         (22,148)         45,378   $8.17  $6.62  $6.90  (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 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, 2023 and 2022  Advantage Energy Ltd. - 10   CONSOLIDATED MANAGEMENT’S DISCUSSION & ANALYSIS  The  following  Management’s  Discussion  and  Analysis  ("MD&A"),  dated  as  of  March  4,  2024,  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, 2023, and should be read in  conjunction  with  the  December  31,  2023,  audited  consolidated  financial  statements.  The  consolidated  financial  statements  have  been  prepared  in  accordance  with  International  Financial  Reporting  Standards  as  issued  by  the  International Accounting Standards Board ("IFRS Accounting Standards" or "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  ratios,  capital  management  measures  and  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" sections 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(3)     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  2023  2022  2023  2022  147,137  41,026  0.25  163,939  89,048   (52,120)  (58,846)  82,494  13.11  0.50  39,938  42,556  18,651  212,854  222,022  223,200  113,962  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  541,100  101,597  0.61  166,553  323,345   (70,263)  (282,761)  950,458  338,667  1.81   187,022   502,378   (209,091)  (269,585)  313,570  14.16  1.88  282,796  30,774  18,651  212,854  222,022  516,790  25.39  2.76  241,790  275,000  71,564  177,200  121,336  (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.  (3) Net income and comprehensive income attributable to Advantage Shareholders.  Advantage Energy Ltd. - 11                       Operating Highlights  Three months ended  December 31  Year ended  December 31  2023  2022  2023  2022  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 gains (losses) on derivatives     Processing and other income     Net sales of purchased natural gas     Royalty expense     Operating expense     Transportation expense     Operating netback (1)  3,254  1,264  3,345  7,863  363,124  68,384  1,854  1,092  2,680  5,626  299,684  55,573  2,710  1,166  3,021  6,897  322,687  60,678  1,972  1,082  3,039  6,093  298,053  55,769  2.84  81.55  23.39  0.98  0.39  ‐   (1.64)  (3.61)  (4.08)  15.43  5.65  86.39  43.66  (4.76)  0.60    ‐   (5.31)  (3.39)  (4.43)  26.37  3.24  78.35  24.43  1.59  0.34  (0.01)  (1.92)  (3.81)  (4.09)  16.53  5.55  92.48  46.69  (7.08)  0.45        ‐   (5.22)  (3.16)  (4.43)  27.25  (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  2024 Guidance  On November 30, 2023, the Corporation announced its 2024 budget (see News Release dated November 30, 2023).   Advantage's  2024  capital  program  continues  our  focus  on  growing  adjusted  funds  flow  per  share  via  disciplined  capital allocation between high rate‐of‐return development drilling and our share buyback program. To maximize  shareholder value, Advantage remains focused on growing adjusted funds flow per share, while maintaining a net  debt target of between $200 million and $250 million.  Thanks in part to exceptional well results, Advantage expects be able to deliver its 2024 program with reduced capital,  which is anticipated to range from $220 million to $250 million.  The below table summarizes Advantage’s 2024 guidance:  Forward Looking Information(1)  Cash Used in Investing Activities (2) ($ millions)  Total Average Production (boe/d)  Liquids Production (% of total average production)  Royalty Rate (%)  Operating Expense ($/boe)  Transportation Expense ($/boe)  G&A/Finance Expense ($/boe)  Net debt ($ millions)  Original  Guidance(3)  260 to 290  65,000 to 68,000  ~10%  7 to 9  3.85  3.95  1.90  200 to 250  Revised   Guidance(3)  220 to 250  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  (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 numbers are for Advantage Energy Ltd. only and excludes its subsidiary, Entropy Inc. 2023 Guidance Comparison  The below table summarizes Advantage’s 2023 guidance compared to actual 2023 financial and operational results:  Net capital expenditures ($ millions)  Total Average Production (boe/day)  Liquids Production (% of total average production)  Royalty Rate (%)  Operating Expense ($/boe)  Transportation Expense ($/boe)  G&A/Finance Expense(3) ($/boe)   Net debt ($ millions)  Original 2023  Guidance(1)(4)  250 to 280  59,000 to 62,500  ~12%  9 to 12  3.25  4.75  1.40  170 to 230  Q2 2023   Revision(2)(4)  ‐  ‐  ‐  7 to 9  3.65  4.50  2.00  ‐  Notes:  (1) (2) (3) (4) Guidance and actual numbers are for Advantage Energy Ltd. only and excludes its subsidiary, Entropy Inc.  See December 31, 2022 MD&A dated February 23, 2023.  See June 30, 2023 MD&A dated July 27, 2023.  Finance expense includes foreign exchange and excludes accretion of decommissioning liability.   2023  Actual(4)  266.2  60,678  11.4%  7.8  3.78  4.09  2.04  195.9  Advantage Energy Ltd. - 13         Corporate Update (continued)  2023 Guidance Comparison (continued)  Net Capital Expenditures  Actual  net  capital  expenditures  for  the  year  ended  December  31,  2023  was  within  Advantage’s  guidance  range  including the Corporation’s unbudgeted acquisition of 53 equivalent net sections in the Northeast British Columbia  liquids rich Montney trend at Conroy. Excluding this acquisition, net capital expenditures was to the lower end of  Advantage’s 2023 guidance at $256.0 million due to high capital efficiencies and stronger well results.  Production  As a result of strong operational execution, Advantage achieved annual total production within its 2023 guidance  range. Advantage’s liquids production was slightly below its guidance range at 11.4% of total production. The lower  liquids production was due to third‐party outages and unplanned downtime.   Royalty Rate  Given the decreased commodity price environment, the Corporation decreased its royalty rate guidance range in the  second quarter of 2023 to between 7% and 9%.  The Corporation’s actual royalty rate was within its revised guidance  range.   Operating Expense  As  a  result  of  increased  third‐party  processing  fees  associated  with  higher  volumes  at  Wembley,  continued  inflationary pressures, and higher maintenance costs at the Glacier Gas Plant, the Corporation increased its operating  expense guidance in the second quarter of 2023 to $3.65/boe, with actual operating expense per boe coming within  4% of such revised guidance.  Transportation Expense  As  a  result  of  lower  transportation  fuel  costs  and  lower  than  expected  transportation  costs  for  liquids,  the  Corporation’s actual transportation expense was below its 2023 guidance at $4.09/boe.  G&A/Finance Expense  As  a  result  of  increases  in  interest  rates  throughout  2023,  the  Corporation  increased  its  G&A/Finance  expense  guidance to $2.00/boe. Advantage’s G&A/Finance expense of $2.04/boe was within 2% of our revised guidance.  Share Buyback Program  The Corporation has continued its share buyback program purchasing $13.1 million shares in 2023 at an average price  of $8.96 per share. The Corporation plans to continue to dedicate 100% of free cash flow to the buyback program  while current market conditions persist as part of its return of capital strategy.  Advantage Energy Ltd. - 14               Corporate Update (continued)  Entropy   Entropy Inc. ("Entropy") is a private corporation founded by Advantage, engaged in providing carbon capture and  storage ("CCS") solutions to emitters of carbon dioxide. While Advantage retains a majority ownership in Entropy,  it’s governance and funding are independent of Advantage.  On December 20, 2023, Entropy announced a strategic investment agreement with Canada Growth Fund Inc. ("CGF"),  whereby CGF has agreed to a $200 million investment in Entropy coupled with a fixed‐price carbon credit purchase  agreement ("Carbon Credit Offtake Commitment" or "CCO") of up to one million tonnes per annum ("tpa") (see News  Release dated December 20, 2023).   Under the terms of the CCO, CGF has committed to purchase up to 9 million tonnes (up to 600,000 tpa over a 15‐ year term, with the option of an additional 400,000 tpa at CGF’s discretion) of TIER or equivalent carbon credits from  Entropy projects. The initial project to benefit from the CCO is intended to be Advantage Glacier Phase 2, drawing up  to 185,000 tpa at an initial price of $86.50 per tonne, with annual escalation for a term of 15 years. The balance of  the remaining CCO will be available for Entropy to underwrite third‐party projects on terms that are expected to  provide similar investment returns to Advantage Glacier Phase 2. Upon successful deployment of the initial 600,000  tpa of CCO, CGF may make available a further 400,000 tpa of CCOs for additional Entropy Canadian CCS projects.   Advantage Energy Ltd. - 15                                         Production  Average Daily Production  Crude oil (bbls/d)  Condensate (bbls/d)  NGLs (bbls/d)  Total liquids production (bbls/d)  Natural gas (Mcf/d)  Total production (boe/d)  Liquids (% of total production)  Natural gas (% of total production)  Three months ended  December 31  2023  3,254  1,264  3,345  7,863  363,124  68,384  11  89  2022  1,854  1,092  2,680  5,626  299,684  55,573  10  90  %  Change  76  16  25  40  21  23  Average Daily Production Year ended  December 31  2023  2,710  1,166  3,021  6,897  322,687  60,678  11  89  2022  1,972  1,082  3,039  6,093  298,053  55,769  11  89  %  Change  37  8  (1)  13  8  9  d / s l b b  10,000  8,000  6,000  4,000  2,000  ‐ 288  7,378  318  286  6,447  300 314  5,626 5,765  273  7,577  6,355  4,908  363  340  7,863  d / f c M M 350 300 250 200 150 100 50 0 Q1 22 Q2 22 Q3 22 Liquids (bbls/d) Q4 22 Q1 23 Q2 23 Q3 23 Q4 23 Natural gas (MMcf/d) For the three months and year ended December 31, 2023, Advantage recorded record total production averaging  68,384 boe/d and 60,678 boe/d, respectively, increases of 23% and 9% compared to the same periods of the prior  year.  Natural gas production for the three months and year ended December 31, 2023 averaged 363 MMcf/d and 323  MMcf/d, respectively, increases of 21% and 8% compared to the same periods of the prior year. Advantage’s natural  gas  production  increased  as  a  result  of  ongoing  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"). Throughout 2023 Advantage was able to successfully mitigate industry‐ wide interruptions from wildfires and severe temperatures, while managing "firm service" restrictions on TC Energy’s  NGTL system and completing the planned turnaround at the Glacier Gas Plant that took 17 days in May of 2023,  achieving production within our 2023 production guidance range.  Liquids production for the three months and year ended December 31, 2023 averaged 7,863 bbls/d and 6,897 bbls/d,  respectively, increases of 40% and 13% 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 2023 (see "Cash Used in Investing  Activities and Net Capital Expenditures").  Advantage expects total annual production to increase to between 65,000 and 68,000 boe/d in 2024 based on the  Corporation’s planned 2024 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 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  2023  2022  %  Change  Year ended  December 31  2023  2022  %  Change  2.64  2.84  97.89  97.88  59.49  81.55  81.55  2.30  2.66  2.32  2.74  1.99  2.28  2.29  2.23  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  78.26  99.56  82.63  110.06  (59)  (50)  (2)  (8)  (11)  (5)  (6)  (55)  (53)  (62)  (56)  (60)  (56)  (59)  (61)  (5)  (10)  2.92  3.24  94.35  98.80  56.10  78.35  78.35  2.64  2.93  2.65  2.53  2.20  2.33  2.30  2.26  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  77.57  100.60  94.23  119.56  (57)  (42)  (17)  (17)  (21)  (16)  (15)  (50)  (47)  (59)  (61)  (60)  (61)  (63)  (64)  (18)  (16)  Average Exchange rate ($US/$CAD)  0.7346  0.7363  ‐  0.7409  0.7687  (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, 2023  was $81.55/bbl and $78.35/bbl, respectively, decreases of 5% and 16% compared to the same periods of the prior  year. Realized crude oil, condensate and NGL prices excluding derivatives all decreased in 2023 when compared to  2022 largely  due  to increasing global supply and slowing demand growth. 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  73%  of  our  liquids  production  is  comprised  of  crude  oil,  condensate and pentanes, which generally attracts higher market prices than other liquids.  Advantage Energy Ltd. - 17                                                                                                                        Commodity Prices and Marketing (continued)   Natural gas  Advantage’s realized natural gas price excluding derivatives for the three months and year ended December 31,  2023 was $2.64/Mcf and $2.92/Mcf, respectively, decreases of 59% and 57% compared to the same periods of the  prior year. These decreases were attributed to lower natural gas benchmark prices in all markets where Advantage  physically  delivers  natural  gas  and  has  market  diversification  exposure.  North  American  natural  gas  benchmark  prices have decreased from the extreme highs experienced in 2022 largely due to strong North American natural gas  production accompanied by a mild 2023 winter resulting in gas inventories rising above historical averages.  Advantage’s natural gas exposure consists of the AECO, Empress, Emerson, Dawn, Chicago and Ventura markets.   Additionally, beginning in April 2023, the Corporation began deliveries of 25,000 MMbtu/d pursuant to a long‐term  natural gas supply agreement whereby Advantage receives a PJM electricity‐based spark‐spread price, less Alliance  tolls.  Advantage  incurs  additional  transportation  expense  to  deliver  production  beyond  AECO  to  the  Empress,  Emerson  and  Dawn  markets  (see  "Transportation  Expense").  Our  Chicago  and  Ventura  contracts  are  netback  arrangements where the Corporation incurs a fixed price differential with the net amount recorded to revenue.  The following table outlines the Corporation’s 2024 forward‐looking natural gas market exposure, and 2023 actual  natural gas market exposure, excluding hedging.  Forward‐looking 2024(2)  2023  Sales Markets  AECO  AECO Other(4)  Empress  Emerson  Dawn  Chicago  Ventura  PJM electricity price(5)  Total  Effective   production   (MMcf/d)(1)  99.3  30.5  80.1  43.1  52.7  15.9  12.5  25.0  359.1(3)  Percentage of Natural  Gas Production  (%)  28%  8%  22%  12%  15%  4%  4%  7%  100%  Actual   production  (MMcf/d) (1)  88.3  28.7  71.0  28.8  51.5  22.9  13.8      17.7   322.7   Percentage of Natural  Gas Production  (%)  27%  9%  22%  9%  16%  7%  4%  6%  100%  (1) (2) (3) (4) (5) All volumes contracted converted on the basis of 1 Mcf = 1.055056 GJ and 1 Mcf = 1 Mmbtu.  Natural gas market exposure based on contracts in‐place at December 31, 2023.  Represents the midpoint of our 2024 guidance for natural gas production volumes (see News Release dated November 30, 2023).  Transactions that are priced at AECO but may include either a premium or discount to AECO as negotiated with counterparties.  Sales are based upon a spark‐spread pricing formula, providing Advantage exposure to PJM electricity 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  2023  29,304  11,382  18,306  58,992  88,145  147,137  23.39  2022  17,006  10,707  16,532  44,245  178,955  223,200  43.66  %  Change  72  6  11  33  (51)  (34)  (46)  Year ended  December 31  2023  93,330  42,047  61,856  197,233  343,867  541,100  24.43  2022  81,938  47,129  79,042  208,109  742,349  950,458  46.69  %  Change  14  (11)  (22)  (5)  (54)  (43)  (48)  Natural Gas and Liquids Sales $314.3  24% 76% $235.4  22% $223.2  20% 78% 80% ) s n o i l l i m $ ( $177.6  21% 79% $146.0  28% 72% $107.2  41% 59% $140.7  $147.1  39% 40% 61% 60% Q1 22 Q2 22 Q3 22 Q4 22 Q1 23 Q2 23 Q3 23 Q4 23 Natural gas sales (% of Total) Liquids sales (% of Total) Total  ($ millions) Natural gas and liquids sales for the three months and year ended December 31, 2023, decreased by $76.1 million,  or 34%, and $409.4 million, or 43%, respectively, compared to the same corresponding periods of 2022.  For the year ended December 31, 2023, natural gas sales decreased by $398.5 million or 54%, compared to 2022,  due  to  a  57%  decrease  in  realized  gas  prices  (see  "Commodity  Prices  and  Marketing"),  partially  offset  by  an  8%  increase in natural gas production volumes (see "Production"). Liquids sales decreased by $10.9 million, or 5%, due  to a 16% decrease in realized liquids prices (see "Commodity Prices and Marketing"), partially offset by a 13% increase  in liquids production volumes (see "Production").  For the three months ended December 31, 2023, natural gas sales decreased by $90.8 million or 51%, compared to  the  corresponding  period  in  2022,  due  to  a  59%  decrease  in  realized  gas  prices  (see  "Commodity  Prices  and  Marketing"), partially offset by a 21% increase in natural gas production volumes (see "Production"). Fourth quarter  liquids  sales  increased  by  $14.7  million,  or  33%,  due  to  a  40%  increase  in  liquids  production  volumes  (see  "Production"), partially offset by a 5% decrease in realized liquids prices (see "Commodity Prices and Marketing").   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, 2023, and 2022 are as follows:  ($000)  Realized gains (losses) on derivatives    Natural gas     Crude oil     Foreign exchange    Interest rate     Natural gas embedded derivative    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  Three months ended  December 31  2023  2022  Year ended  December 31  2023  2022  6,636  ‐  (27)  ‐  (469)  6,140  17,264  ‐  682  ‐  12,777  365  31,088  23,900  ‐  655  ‐  12,308  365  37,228  (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   38,184  ‐  (2,033)  ‐   (908)  35,243  6,233  ‐  3,090  ‐  (13,192)  (5,606)  (9,475)  44,417  ‐  1,057  ‐  (14,100)  (5,606)  25,768  (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)  Advantage Energy Ltd. - 20                                                       Financial Risk Management (continued)  Natural gas  For the three months and year ended December 31, 2023, Advantage realized net gains on natural gas derivatives of  $6.6 million and $38.2 million, respectively, due to the settlement of contracts with average derivative contract prices  that were above average market prices.   For the three months and year ended December 31, 2023, Advantage recognized a net unrealized gain on natural gas  derivatives of $17.3 million and $6.2 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, 2023, 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  weakening natural gas prices.  Foreign exchange   For the three months and year ended December 31, 2023, Advantage realized a loss on foreign exchange derivatives  of nil and $2.0 million, respectively, while recognizing an unrealized gain of $0.7 million and $3.1 million, respectively.  The $0.7 million unrealized gain for the three months ended December 31, 2023 is due to the strengthening of the  forward strip rate of the Canadian dollar versus the US dollar. The $3.1 million unrealized gain for the year ended  December 31, 2023 is a result of the decreased liability valuation associated with the foreign exchange contracts that  settled in the first six months of 2023 coupled with the new foreign exchange contracts entered into during 2023  that are in an asset position at December 31, 2023.   Natural gas embedded derivative  Advantage has a long‐term natural gas supply agreement under which Advantage will supply 25,000 MMbtu/d of  natural gas for a 10‐year period, that commenced in April 2023. Commercial terms of the agreement are based upon  a spark‐spread price, 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 price 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 realized gains (losses) on the embedded derivative when the realized  settlement price differs from US$2.50/MMbtu, resulting in a realized loss of $0.9 million for the year ended December  31, 2023 (year ended December 31, 2022 – nil). The Corporation will have unrealized gains (losses) on the embedded  derivative based on movements in the forward curve for PJM electricity prices. For the three months and year ended  December 31, 2023 the Corporation recognized an unrealized gain on the natural gas embedded derivative of $12.8  million and an unrealized loss of $13.2 million, respectively. The unrealized gain for the three months ended is due  to strengthening PJM electricity prices resulting in an increased asset position of the derivative compared to the third  quarter of 2023. The unrealized loss for the year ended December 31, 2023 is due to weakening of PJM electricity  prices compared with the year end of December 31, 2022 resulting in a lower asset position of the derivative.  Unsecured debentures derivative  The  Corporation’s  subsidiary  Entropy  issued  unsecured  debentures  that  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,  2023, the Entropy unsecured debentures derivative liability resulted in an unrealized loss of $5.6 million due to the  increased value of the conversion option which increased as a result of a higher estimated share price subsequent to  CGF’s investment agreement with Entropy announced in the fourth quarter of 2023.  Advantage Energy Ltd. - 21       Financial Risk Management (continued)  The fair value of derivative assets and liabilities is the estimated value to settle the outstanding contracts as at a point  in time. As such, unrealized derivative gains and losses do not impact adjusted funds flow and the actual gains and  losses realized on eventual cash settlement can vary materially due to subsequent fluctuations in commodity prices,  foreign exchange rates and interest rates as compared to the valuation assumptions. Remaining derivative contracts  will  settle  between  January  1,  2024  and  March  31,  2025,  apart  from  the  Corporation’s  natural  gas  embedded  derivative which is expected to be settled between the years 2024 and 2033.  As at December 31, 2023 and March 4, 2024, the Corporation had the following commodity and foreign exchange  derivative contracts in place:  Description of  Derivative                  Term    Volume             Price  Natural gas ‐ Henry Hub NYMEX  Fixed price swap  January 2024 to December 2024  20,000 Mcf/d        US $3.41/Mcf   Natural gas ‐ AECO/Henry Hub Basis Differential  Basis swap  January 2024 to December 2024  40,000 Mcf/d        Henry Hub less US $1.19/Mcf  Natural gas ‐ AECO  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Natural gas ‐ Chicago  Fixed price swap  Natural gas ‐ Dawn  Fixed price swap  23,695 Mcf/d  January 2024 to March 2024  April 2024 to October 2024  56,869 Mcf/d  November 2024 to December 2024  37,913 Mcf/d  33,174 Mcf/d  January 2025 to March 2025  23,695 Mcf/d  April 2025 to October 2025  28,435 Mcf/d  November 2025 to March 2026  $3.34/Mcf  $2.60/Mcf(1)     $3.42/Mcf(1)     $3.46/Mcf(1)     $2.97/Mcf(1)     $4.05/Mcf(1)  January 2024 to March 2024  15,000 Mcf/d    US $3.88/Mcf  January 2024 to March 2024  10,000 Mcf/d    US $3.07/Mcf  Description of Derivative                              Term   Notional Amount             Rate  Forward rate ‐ CAD/USD  Average rate currency swap  Average rate currency swap  January 2024 to August 2024  US $ 2,000,000/month  January 2024 to September 2024  US $ 1,000,000/month      1.3558         1.3650  (1) Contains contracts entered into subsequent to December 31, 2023.  Advantage Energy Ltd. - 22                                             Processing and Other Income  Processing and other income ($000)      per boe  Three months ended  December 31  2023  2022  2,484  0.39  3,091  0.60  %  Change  (20)  (35)  Year ended  December 31  2023  2022  7,627  0.34  9,082  0.45  %  Change  (16)  (24)  Advantage earns processing income from contracts whereby the Corporation charges third‐parties to utilize excess  capacity at its Glacier Gas Plant and Progress battery. For the three months and year ended December 31, 2023, the  Corporation generated processing and other income of $2.5 million and $7.6 million, respectively, decreases of 20%  and 16%  compared to the same periods of the prior year. The decrease in processing income is due to lower volumes  processed for third‐parties compared to the prior year attributed to the planned turnaround at the Glacier Gas Plant  in May and the prioritization of the Corporation’s own production volumes over third‐party volumes.  Net Sales of Purchased Natural Gas  Three months ended  December 31  2023  2022  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  2023  3,124  (3,371)  2022      4,826       (4,756)    (247)             70     (0.01)      ‐  %  Change  (35)  (29)  nm  nm  During the year ended December 31, 2023, the Corporation purchased natural gas volumes to satisfy physical sales  commitments during the planned turnaround at the Glacier Gas Plant in the second quarter of 2023.   Royalty Expense    Royalty expense ($000)    per boe   Royalty rate (%)(1)  (1) Percentage of natural gas and liquids sales.   Three months ended  December 31  2023  10,302  1.64  2022  27,154  5.31  %  Change  (62)  (69)  Year ended  December 31  2023  42,432  1.92  2022  106,257  5.22  %  Change  (60)  (63)  7.0  12.2  (5.2)  7.8  11.2  (3.4)  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, 2023, decreased by $16.9 million and $63.8  million, respectively, compared to the same periods of the prior year. The decrease in royalty expense for each period  was primarily due to lower natural gas and liquids prices when compared to 2022 resulting in a lower royalty rate  paid on natural gas and liquids sales.   Advantage expects royalty rates to range from 7% to 9% in 2024.  Advantage Energy Ltd. - 23                                           Operating Expense  Operating expense ($000)       per boe   Three months ended  December 31  2023  22,724  3.61  2022  17,344  3.39  %  Change  31  6  Year ended  December 31  2023  84,453  3.81  2022  64,269  3.16  %  Change  31  21  Operating expense for the three months and year ended December 31, 2023, increased by $5.4 million and $20.2  million, increases of 31% and 31%, respectively, compared to the same periods of the prior year. The higher operating  expense  was  attributed  to  additional  third‐party  processing  fees  associated  with  higher  liquids  production  at  Wembley, inflationary impacts, and increased maintenance costs at the Glacier Gas Plant and Valhalla Liquids Hub  related to hot weather experienced in the summer.  Operating expense per boe for the three months and year ended December 31, 2023 was $3.61/boe and $3.81/boe,  respectively. The increase in operating expense per boe when compared to the same periods of the prior year is  attributed to the higher costs primarily associated with increased liquids production. For the year ended December  31, 2023, operating expense per boe was inflated due to downtime in the second quarter associated with the planned  17‐day turnaround at the Glacier Gas Plant, while operating costs are primarily fixed. Advantage expects 2024 annual operating expense per boe to be comparable to 2023 at approximately $3.85/boe  (see "Corporate Update"). Transportation Expense  Natural gas ($000)  Liquids ($000)  Total transportation expense ($000)       per boe  Three months ended  December 31  2023  2022  21,337  4,327  25,664  4.08  20,651  1,986  22,637  4.43  %  Change  3  118  13  (8)  Year ended  December 31  2023  2022  77,364  13,239  90,603  4.09  81,313  8,780  90,093  4.43  %  Change  (5)  51  1  (8)  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 ended December 31, 2023 increased  by $3.0 million, or 13% compared to the same period of the prior year. The increase in transportation expenses is a  result of the higher gas volumes and additional liquids transportation associated with the KAPS pipeline system and  higher liquids production.  Transportation  expense  for  the  year  ended  December  31,  2023  increased  by  $0.5  million  or  1%.  The  increase  in  transportation expenses is due to additional liquids transportation associated with higher liquids production and tolls  incurred on the KAPS pipeline system whereby the Corporation began shipping liquids production in the third quarter  of 2023, partially offset by lower natural gas transportation costs due to lower fuel costs.  Transportation expense per boe fell for both the three months and year ended December 31, 2023 as a result of  lower fuel costs when compared to 2022.  Advantage expects 2024 annual transportation expense per boe to average approximately $3.95/boe (see "Corporate  Update"), as a result of slightly higher gas production as a % of total production.  Advantage Energy Ltd. - 24                         Operating Netback  Natural gas and liquids sales   Realized gains (losses) on derivatives   Processing and other income  Royalty expense  Operating expense  Transportation expense  Operating netback (1)  Natural gas and liquids sales   Realized gains (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  2023  2022  $000  147,137  6,140  2,484  (10,302)  (22,724)  (25,664)  97,071  per boe  23.39  0.98  0.39  (1.64)  (3.61)  (4.08)  15.43  $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  Year ended  December 31  2023  2022  per boe  $000  24.43  541,100  1.59  35,243  7,627  0.34  (247)                  (0.01)  (1.92)  (3.81)  (4.09)  16.53  (42,432)  (84,453)  (90,603)  366,235  $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  (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, 2023, Advantage’s operating netback decreased by 28% and  34%, respectively, or $10.94/boe and $10.72/boe. The decrease in the Corporation’s operating netback per boe for  both periods was primarily due to the decrease in natural gas and liquids sales as a result of lower natural gas and  crude oil benchmark prices (see "Commodity Prices and Marketing"). This decrease was partially offset by realized  gains on derivatives from lower natural gas benchmark prices (see "Financial Risk Management"), and lower royalty  expenses (see "Royalty Expense").  Advantage Energy Ltd. - 25                                 General and Administrative Expense  General and administrative ($000)  Capitalized ($000)  General and administrative expense ($000)       per boe   Employees at December 31  Three months ended  December 31       2023  8,687  (1,486)  7,201             1.14        2022  7,402     (2,013)  5,389  1.05  %  Change  17  (26)  34  9  Year ended  December 31  2023  2022  29,962          (5,325)  24,637                1.11      61  29,091  (6,808) 22,283  1.09  52  %  Change  3  (22)  11  2  17  General and administrative ("G&A") expense for the three months and year ended December 31, 2023, increased by  $1.8 million and $2.4 million, respectively, increases of 34% and 11% compared to the same periods of the prior year.   For the three months and year ended December 31, 2023, 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. Total G&A expense incurred by Entropy for the three months and year ended December  31,  2023  was  $2.1  million  (three  months  ended  December  31,  2022  ‐  $0.9  million)  and  $6.0  million  (year  ended  December 31, 2022 ‐ $3.3 million), respectively.  Share‐based Compensation  Share‐based compensation ($000)  Capitalized ($000)  Share‐based compensation expense ($000)          per boe   Three months ended  December 31  2023  2,281  (573)  1,708  0.27  2022  1,843  (560)  1,283  0.25  %  Change  24  2  33  8  Year ended  December 31  2023  2022  8,788  (2,242)  6,546  0.30  7,766  (2,242)  5,524  0.27  %  Change  13  ‐   19  11  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 $1.7 million and $6.5 million of share‐based compensation expense during the three  months and year ended December 31, 2023, respectively, and capitalized $0.6 million and $2.2 million. For the three  months  and  year  ended  December  31,  2023,  total  share‐based  compensation  increased  by  33%  and  19%,  respectively, compared to the same periods of the prior year, 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.  Advantage Energy Ltd. - 26                                               Finance Expense  Cash finance expense ($000)       per boe   Paid‐in‐kind interest ($000)  Accretion expense ($000)  Total finance expense ($000)       per boe  Three months ended  December 31  2023  2022  7,001  1.11    504  525  8,030  1.28  5,161  1.01  ‐  470  5,631  1.10  %  Change  36  10  nm  12  43  16  Year ended  December 31  2023  2022  27,569  1.24  504  2,017  30,090  1.36  18,690  0.92                      ‐  1,737  20,427  1.00  %  Change  48  35  nm  16  47  36  Advantage realized higher cash finance expense during the three months and year ended December 31, 2023, as a  result of increased average outstanding bank indebtedness and higher interest rates when compared to the same  periods in 2022 (see "Bank Indebtedness, Credit Facilities and Working Capital"). 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.   During 2023, the Corporation’s subsidiary Entropy issued $15 million of unsecured debentures (December 31, 2022  ‐ $25 million). As at December 31, 2023, Entropy’s unsecured debentures have an outstanding aggregate principal  amount of $40.8 million (including paid‐in‐kind interest). The unsecured debentures bear 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. The unsecured debentures issued by Entropy are non‐recourse to Advantage. For the  three  months  and  year  ended  December  31,  2023,  Entropy  incurred  interest  of  $0.8  million  and  $2.5  million,  respectively, of which $0.8 million was paid‐in‐kind and added to the aggregate principal amount and $1.7 million  that was paid in cash (see "Unsecured Debentures").  Depreciation and Amortization Expense  Depreciation and amortization      expense ($000)       per boe   Three months ended  December 31  2023  2022  %  Change  Year ended  December 31  2023  2022  %  Change  43,741  6.95  32,349  6.33  35  10  148,897  6.72  133,917  6.58  11  2  The increase in depreciation and amortization expense during the three months and year ended December 31, 2023,  was attributable to an increased net book value associated with the Corporation’s property, plant and equipment  accompanied with increased 2023 production (see "Production"). Depreciation and amortization expense per boe  for  the  three  months  ended  December  31,  2023,  increased  compared  to  prior  year  due  to  an  increase  in  the  Corporation’s natural gas and liquids depletable base and additional depreciation expense associated with Entropy’s  CCUS equipment without an associated increase in production.  Advantage Energy Ltd. - 27                                           Income Taxes  Income tax expense ($000)  Effective tax rate (%)  Three months ended  December 31  2023  2022  16,124  28.3   35,621   23.9   %  Change  (55)  4.4  Year ended  December 31  2023  35,635  26.2   2022  105,138   23.7   %  Change  (66)  2.5  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, 2023, the Corporation recognized a deferred income tax expense of  $16.1 million and $35.6 million, respectively. As at December 31, 2023, the Corporation had a deferred income tax  liability of $237.1 million. Advantage expects it will not be subject to cash taxes until calendar 2027 due to over $1  billion in tax pools.  The estimated tax pools available at December 31, 2023 are as follows:  ($ 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  246,411  68,509  18,735  347,724  264,480  135,369  32,506  6,421  1,120,155  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  2023  2022  %  Change  Year ended  December 31  2023  2022  %  Change  41,026  0.25  0.24  113,962   0.63   0.61   (64)  (60)  (60)  101,597  0.61  0.59  338,667  1.81  1.75  (70)  (66)  (66)  Advantage recognized net income attributable to Advantage shareholders of $41.0 million and $101.6 million for the  three months and year ended December 31, 2023, respectively. For the year ended December 31, 2023, net income  and comprehensive income attributable to Advantage shareholders was lower when compared to 2022 due to the  lower natural gas and crude oil benchmark prices (see "Commodity Prices and Marketing"). This was partially offset  by higher production, realized gains on derivatives, and decreased royalty expense (see "Production", "Financial Risk  Management" and "Royalty Expense").  Advantage Energy Ltd. - 28                                                         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  2023  89,048   2,124   (8,678)  82,494   13.11   0.50   2022  112,558   1,144   10,503   124,205   24.29  0.69  2023  323,345   4,043   (13,818)  313,570   14.16   1.88   2022  502,378   2,215   12,197   516,790   25.39  2.76  (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, 2023) Increase Decrease $83.7  ) s n o i l l i m $ ( $516.8  $179.4  $1.5  $0.5  $20.2  $14.9  $313.6  $63.8  $493.0  (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 paid‐in‐kind interest) 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, 2023, Advantage realized cash provided by operating activities  of $89.0 million and $323.3 million, respectively, decreases of $23.5 million and $179.0 million when compared to  the  same  periods  of  2022.  After  adjusting  for  non‐cash  changes  in  working  capital  and  expenditures  on  decommissioning liability, the Corporation realized adjusted funds flow of $82.5 million and $313.6 million, decreases  of $41.7 million and $203.2 million when  compared to  the same periods of 2022. Adjusted funds flow  of $313.6  million for the year ended December 31, 2023 includes $320.2 million attributable to Advantage and $6.6 million of  net expenses attributable to Entropy. The decrease in cash provided by operating activities and adjusted funds flow  for the three months and year ended December 31, 2023 was largely due to the decrease in natural gas and liquids  sales as a result of lower natural gas and crude oil benchmark prices (see "Commodity Prices and Marketing"). This  decrease was partially offset by higher production, realized gains on derivatives, and decreased royalty expense (see  "Production", "Financial Risk Management" and "Royalty Expense").  Advantage Energy Ltd. - 29     Cash Used in Investing Activities and Net Capital Expenditures ($000)  Drilling, completions, equipping, and tie‐ins  Facilities and infrastructure  Corporate(2)  Acquisitions  Net capital expenditures – Advantage(1)  Carbon capture and storage facilities  Intangible assets  Net capital expenditures ‐ Entropy(1)  Net capital expenditures(1)  Changes in non‐cash working capital  Project funding received  Cash used in investing activities  Three months ended  December 31  2023  2022  26,931  3,882  2,138  124  33,075  6,397   466   6,863   39,938   18,908   ‐  58,846   34,097  11,534  2,032  ‐  47,663  1,554  470  2,024  49,687  19,373  ‐  69,060  Year ended  December 31  2023  182,157  48,175  25,696  10,159  266,187  15,144   1,465   16,609   282,796   (35)  ‐  282,761   2022  148,190  76,206  13,525  ‐  237,921  2,849  1,020  3,869  241,790  27,800  (5)  269,585  (1) Specified  financial  measure  which  may  not  be  comparable  to  similar  specified  financial  measures  used  by  other  entities.  Please  see  "Specified Financial Measures".  (2) Corporate includes workovers, turnaround cost, seismic, capitalized G&A, and office furniture and equipment.  Net Capital Expenditures $116.7  3% 4% $86.0  6% 47% 47% 1% $58.5  $47.6  2% 8% 33% 57% 15% 80% 4% 4% $49.7  4% 23% 69% Q1 22 Q2 22 Q3 22 Q4 22 Drilling, completions, equipping, and tie‐ins (% of total) Corporate & Acquisitions (% of total) Net capital expenditures ($000) 22% 71% $64.9  5% $61.2  5% 18% 19% 58% 28% 10% 57% Q1 23 Q2 23 Q3 23 Facilities and infrastructure (% of total) Net capital expenditures ‐ Entropy (% of total) $39.9  17%  10% 6% 67% Q4 24 Q4 23  (1) Specified  financial  measure  which  may  not  be  comparable  to  similar  specified  financial  measures  used  by  other  entities.  Please  see  "Specified Financial Measures".  Advantage Energy Ltd. - 30                                 Cash Used in Investing Activities and Net Capital Expenditures (continued) Advantage  Advantage invested $33.1 million and $266.2 million on net capital expenditures during the three months and year  ended  December  31,  2023,  respectively.  Advantage’s  net  capital  expenditures  of  $266.2  million  were  within  our  guidance range of $250 million and $280 million, which includes the $10 million unbudgeted Conroy acquisition and  excludes  net  capital  expenditures  incurred  by  Entropy  (see  "Cash  Used  in  Investing  Activities  and  Net  Capital  Expenditures – Advantage – Conroy").   The following table summarizes wells drilled, completed and on production for the year ended December 31, 2023:  Three months ended  December 31, 2023  Completed  Gross (Net)  5 (5.0)  ‐  ‐  ‐  5 (5.0)  On production  Gross (Net)  8 (8.0)       ‐       ‐       ‐    8 (8.0)  Drilled  Gross (Net)  5 (5.0)  ‐  ‐  ‐  5 (5.0)  Drilled  Gross (Net)  18 (16.0)  2 (2.0)  7 (7.0)  ‐     27 (25.0)  (# of wells)  Glacier  Valhalla  Wembley  Progress  Glacier  Year ended   December 31, 2023  Completed  Gross (Net)       13 (11.0)  2 (2.0)  7 (7.0)  2 (2.0)        24 (22.0)  On production  Gross (Net)    15 (13.0)  2 (2.0)  7 (7.0)  2 (2.0)  26 (24.0)  2023 was an active year at our Glacier property with 18 gross (16.0 net) wells drilled, 13 gross (11.0 net) completed,  and 15 gross (13.0 net) placed on production. Raw gas handling capacity at the Glacier Gas Plant was expanded to a  maximum of 425 MMcf/d with the installation of additional inlet compression, which drove production growth from  Glacier as new wells were brought on production.   The last 18 wells drilled and placed on production have yielded exceptional performance driving average well IP30  rates to 14.0 MMcf/d raw natural gas, despite the wells being choked back to minimize erosional risks and impacts  on existing nearby wells.  Operation of the Glacier Gas Plant Phase 1a CCS and waste heat recovery project designed to reduce emissions by  47,000 tonnes per annum of CO2e, continued through 2023. Under the Government of Canada’s proposed refundable  investment tax credit ("ITC") for CCUS projects, Advantage expects it is entitled to recover up to $15 million of its  2022 net capital expenditures related to the Phase 1a project. The ITC which is included in Bill C‐59 has yet to receive  royal assent in the House of Commons as at December 31, 2023, thus the Corporation is unable to recognize this  potential benefit.  Valhalla  In 2023, Advantage drilled and completed 2 gross (2.0 net) wells at Valhalla. The new wells were placed on production  in the third quarter, achieving significant average well IP30 production rates of 1,936 boe/d (7.5 MMcf/d natural gas,  499 bbls/d condensate and 180 bbls/d NGLs). The last six wells placed on production in Valhalla have averaged IP30  production rates of 1,431 boe/d (5.7 MMcf/d natural gas, 354 bbls/d condensate and 121 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. - 31               Cash Used in Investing Activities and Net Capital Expenditures (continued)  Wembley  At Wembley, development of this oil‐weighted property focused on drilling 7 gross (7.0 net) wells in 2023, including  wells with 2‐mile‐long laterals. Completion activity on all seven wells was finished in the second quarter and the wells  were placed on production throughout the last two quarters achieving record production from the property. Average  IP30 production rates from the seven wells was 1,549 boe/d (3.7 MMcf/d natural gas, 605 bbls/d crude oil and 328  bbls/d NGLs). The Wembley asset is connected to two major third‐party gas processing facilities and utilizes existing  capacity in our 100% owned Wembley compressor site and liquids handling hub.   One of the wells drilled, targeted a new development layer that has been evaluated by Advantage for the first time  at  Wembley  to  further  evaluate  this  multi‐layer  oil‐weighted  property.  Advantage  has  now  successfully  drilled  in  three different layers within the Wembley asset.   Progress  Construction of Phase 2 of the existing Progress compressor and liquids handling hub which added emulsion handling  and water disposal was completed in April 2023. Two wells previously drilled in the fourth quarter of 2022 were  completed  in  the  first  quarter  of  2023  and  placed  on  production  following  commissioning  of  Phase  2  and  the  conclusion of the Glacier Gas Plant turnaround in May 2023.  Conroy  During  the  third  quarter  of  2023,  Advantage  acquired  equivalent  to  53  net  sections  of  contiguous  100%  working  interest land in the Northeast British Columbia liquids‐rich Montney trend for $10 million. The acquired lands have a  long  tenure  with  no  incremental  drilling  required  until  2029,  providing  a  possible  development  horizon  post  the  commencement of LNG operations in Canada.  Entropy  Net capital expenditures incurred by Entropy are funded through the issuance of unsecured debentures to investors  that have provided Entropy access to $500 million in committed capital, of which $40 million has been drawn as at  December 31, 2023.  Entropy invested $6.9 million and $16.6 million in net capital expenditures during the three months and year ended  December 31, 2023. Expenditures in Entropy were mainly incurred on Entropy’s Glacier Phase 1b project, whereby  Entropy  has  installed  its  patent‐pending  integrated  carbon  capture  and  storage  equipment  ("iCCSTM")  which  was  commissioned in the fourth quarter of 2023 in‐line with its budget. For the three months and year ended December  31, 2023, Entropy also incurred expenditures on intangible assets associated with ongoing research and development  projects  and  EntropyIQTM,  a  proprietary  emissions  tracking,  processing  and  reporting  software  platform  that  is  a  complete solution for all carbon capture and storage measurement, monitoring and verification data.  Entropy expects it is entitled to recover up to $6 million of its 2023 net capital expenditures related to the Phase 1b  project once Bill C‐59 receives royal assent in the House of Commons.  Advantage Energy Ltd. - 32             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, $232 million is required  for delivery of natural gas and liquids production to Alberta markets, while Advantage has proactively committed to  $266  million  in  additional  transportation  to  diversify  natural  gas  production  to  the  Dawn,  Empress  and  Emerson  markets, with the objective of reducing price volatility and achieving higher operating netbacks (see “Transportation  Expense”). Contractual obligations comprise those liabilities to third‐parties incurred for the purpose of financing  Advantage’s business and development, including our bank indebtedness.  The  following  table  is  a  summary  of  the  Corporation’s  remaining  commitments  and  contractual  obligations.  Advantage has no guarantees or off‐balance sheet arrangements other than as disclosed.  ($ 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  1.5  45.7  498.0  545.2  9.6  2.5  150.2  215.0  27.0  40.8  445.1  990.3  2024  0.4  10.0  83.6  94.0  5.9  0.6  13.1  ‐  18.0  ‐  37.6  131.6  Payments due by period  2027  2026  0.3  0.4  7.0  7.0  54.4  66.2  61.7  73.6  2025  0.4  9.5  79.8  89.7  1.7  0.6  13.1  215.0  9.0  ‐  239.4  329.1  2.0  0.5  13.1  ‐  ‐  ‐  15.6  89.2  ‐  0.4  13.1  ‐  ‐  ‐  13.5  75.2  2028  0.0  7.0  29.9  36.9  Beyond  0.0  5.2  184.1  189.3  ‐  0.2  13.1  ‐  ‐  ‐  13.3  50.2  ‐  0.2  84.7  ‐  ‐  40.8  125.7  315.0  (1)   Excludes fixed lease payments which are included in the Corporation’s lease liability.  (2) As at December 31, 2023 the Corporation’s bank indebtedness was governed by the Credit Facilities, which have a two‐year term with a  syndicate of financial institutions. The Credit Facilities are revolving and extendible for a further 364‐day period upon an annual review  and at the option of the syndicate. If not extended, the Credit Facilities will mature with any outstanding principal payable at the end of  the two‐year term (see "Bank Indebtedness, Credit Facilities and Working Capital").  (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 be paid‐in‐kind, or cash, at the discretion of Entropy (see "Unsecured Debentures"). Advantage Energy Ltd. - 33                                         Liquidity and Capital Resources  The following table is a summary of the Corporation’s capitalization structure:  ($000, except as otherwise indicated)  Bank indebtedness   Unsecured debentures  Working capital surplus(1)  Net debt (1)  Shares outstanding  Shares closing market price ($/share)  Market capitalization  Total capitalization   Net debt to adjusted funds flow ratio (1)  Year ended  December 31, 2023  Year ended  December 31, 2022  212,854  27,819  (18,651)  222,022  162,225,180  8.53                  1,383,781    1,605,803        0.7  177,200  15,700  (71,564)  121,336  171,652,768  9.47                  1,625,552  1,746,888  0.2  (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, 2023, Advantage had a $350 million Credit Facility of which $122.1 million or 35% was available  after deducting letters of credit of $12.9 million outstanding (see "Bank Indebtedness, Credit Facilities and Working  Capital"). The Credit Facilities and adjusted funds flow was utilized to fund Advantage’s capital expenditure program  of  $266.2  million  and  repurchase  and  cancel  13.1  million  common  shares  for  $117.3  million  (see  "Shareholders’  Equity").  The  Corporation  had  net  debt  of  $222.0  million,  consisting  of  $195.9  million  with  Advantage  and  $26.1  million with Entropy. Advantage’s net debt of $195.9 million was below our net debt target of $200 million to $250  million.  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 2024 towards the Corporation’s share buyback program, while maintaining  our net debt target.  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, unsecured debentures, 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. - 34                             Bank Indebtedness, Credit Facilities and Working Capital  As at December 31, 2023, Advantage had bank indebtedness outstanding of $212.9 million, an increase of $35.7  million  since  December  31,  2022.  Advantage’s  credit  facilities  are  governed  by  a  credit  facility  agreement  with  a  syndicate of financial institutions which provides for 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. In May 2023, the Credit Facilities were  renewed with no changes to the borrowing base. The Credit Facilities have a tenor of two years with a maturity date  in June 2025 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 2025 in the event of  a  reduction,  or  the  Credit  Facilities  not  being  renewed.  The  Corporation  had  letters  of  credit  of  $12.9  million  outstanding  at  December  31,  2023  (December  31,  2022 ‐ $12.2  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, 2023 and December 31, 2022.  Advantage had a working capital surplus of $18.7 million as at December 31, 2023, a decrease in the surplus of $52.9  million compared to December 31, 2022 due to decreased receivables from lower 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  The  Corporation’s  subsidiary  Entropy  has  entered  into  two  Investment  Agreements  with  investors  who  provided  capital commitments of $300 million and $200 million. In connection with the Investment Agreements, 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 agreements, Entropy and the investors  have options that provide for the unsecured debentures to be exchanged for common shares at an exchange price  of $10.00 per share and $12.75 per share, respectively, subject to adjustment in certain circumstances. The investors  have 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. 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. As at December 31, 2023, Entropy’s unsecured debentures have  an outstanding aggregate principal balance of $40.8 million (including paid‐in‐kind interest) (December 31, 2022 ‐  $25.0 million).  Advantage Energy Ltd. - 35     Unsecured Debentures (continued)  During 2023, Entropy issued unsecured debentures for gross proceeds of $15.0 million (December 31, 2022 ‐ $25.0  million) and incurred $1.2 million of issuance costs (December 31, 2022 ‐ $3.8 million). For the year ended December  31, 2023, Entropy incurred interest of $2.5 million (December 31, 2022 ‐ $1.5 million), of which $1.7 million was paid  in cash (December 31, 2022 ‐ $1.5 million), and $0.8 million was paid‐in‐kind (December 31, 2022 ‐ $nil).   Other Liabilities  The Corporation has a 15‐year take‐or‐pay volume commitment with a 12.5% working interest partner due to expire  in 2035 for 53,125 Mcf/d capacity at a fee of $0.673/Mcf. During the fourth quarter of 2023, as part of the 2023  planned capital expansion of the Glacier Gas Plant, the working interest partner chose to participate pursuant to the  agreement and provided  $2.5 million in additional financing. The volume commitment agreement is treated as  a  financing transaction with an effective interest rate associated with the financing transaction of 9.1%. As at December  31,  2023,  the  financing  liability  was  $92.9  million  (December  31,  2022‐  $94.7  million)  and  for  the  year  ended  December 31, 2023, the Corporation made cash payments of $12.8 million (December 31, 2022 ‐ $12.3 million) under  the agreement.  As at December 31, 2023, Advantage had a decommissioning liability of $62.2 million (December 31, 2022 – $41.9  million) for the future abandonment and reclamation of the Corporation’s natural gas and liquids properties. The  decommissioning liability includes assumptions in respect of actual costs to abandon and reclaim wells and facilities,  the time frame in which such costs will be incurred, annual inflation factors and discount rates. The total estimated  undiscounted, uninflated cash flows required to settle the Corporation’s decommissioning liability was $82.6 million  (December  31,  2022  –  $62.8  million),  with  62%  of  these  costs  to  be  incurred  beyond  2050.  Actual  spending  on  decommissioning for the year ended December 31, 2023, was $4.0 million (year ended December 31, 2022 – $2.2  million). Advantage continues to maintain an industry leading LMR of 27.7, demonstrating that the Corporation has  no issues addressing its abandonment, remediation, and reclamation obligations.  Non‐controlling interest ("NCI")   On July 1, 2023, Advantage transferred  certain CCS equipment to Entropy in exchange for 6,002,516 common shares  of Entropy, resulting in Advantage increasing its common share ownership in Entropy from 90% to 92%. Advantage  consolidates 100% of Entropy and has recognized a non‐controlling interest in shareholders’ equity, representing the  carrying value of the 8% common shares of Entropy held by outside interests.   For the year ended December 31, 2023, the net loss and comprehensive loss attributed to non‐controlling interest  was $1.3 million (December 31, 2022 ‐ $0.9 million).  Advantage Energy Ltd. - 36                   Shareholders’ Equity  On April 6, 2023, the TSX approved the Corporation renewing its normal course issuer bid ("NCIB"). Pursuant to the  NCIB, Advantage will purchase for cancellation, from time to time, as it considers advisable, up to a maximum of  16,201,997 common shares of the Corporation. The NCIB commenced on April 13, 2023 and will terminate on April  12, 2024 or such earlier time as the NCIB is completed or terminated at the option of Advantage. Purchases pursuant  to the NCIB will be made on the open market through the facilities of the TSX and/or Canadian alternative trading  systems. The price that Advantage will pay for any common shares under the NCIB will be the prevailing market price  on the TSX at the time of such purchase. Common shares acquired under the NCIB will be cancelled.   For the year ended December 31, 2023, the Corporation purchased 13.1 million common shares for cancellation at  an average price of $8.96 per common share for a total of $117.3 million. Since initiating our buyback in April 2022,  Advantage has repurchased 19.5% of its outstanding common shares.  As at December 31, 2023, a total of 2.8 million Performance Share Units were outstanding under the Corporation’s   Restricted and Performance Award Incentive Plan, which represents 1.7% of Advantage’s total outstanding common  shares. During 2023, 2,012,178 Performance Share Units matured and were settled with the issuance of 3,675,083  common shares.  As at March 4, 2024, Advantage had 159.8 million common shares outstanding.  Annual Financial Information  The following is a summary of select financial information of the Corporation for the years indicated.  Total revenues ($000)  Net income attributable to Advantage     shareholders ($000)     Per share ‐ basic     Per share ‐ diluted  Total assets ($000)  Total non‐current liabilities ($000)  Year ended  December 31, 2023  535,187  Year ended  December 31, 2022  781,262  Year ended  December 31, 2021  458,927  101,597  0.61  0.59  2,299,028  646,195  338,667  1.81  1.75  2,216,958  539,891  411,523  2.17  2.07  1,994,990  444,258  Advantage Energy Ltd. - 37         Quarterly Performance  ($000, except as otherwise indicated) Financial Statement Highlights Natural gas and liquids sales Net income and comprehensive income (3)    per basic share (2) Basic weighted average shares (000) Cash provided by operating activities  Cash provided by (used in) financing activities Cash used in investing activities Other Financial Highlights Adjusted funds flow (1)    per boe (1)    per basic share (1)(2) Net capital expenditures (1) Free cash flow (1) Working capital surplus (deficit) (1) Bank indebtedness Net debt (1) Operating Highlights Production    Crude oil (bbls/d)    Condensate (bbls/d)    NGLs (bbls/d)    Total liquids production (bbls/d)    Natural gas (mcf/d)    Total production (boe/d) Average prices (including realized derivatives)    Natural gas ($/mcf)     Liquids ($/bbl) Operating Netback ($/boe)    Natural gas and liquids sales    Realized gains (losses) on derivatives    Processing and other income    Net sales of purchased natural gas    Royalty expense    Operating expense    Transportation expense Operating netback (1) 2023 2022 Q4 Q3 Q2 Q1 Q4 Q3 Q2 Q1 147,137 41,026 0.25 163,939 89,048 (52,120) (58,846) 82,494 13.11 0.50 39,938 42,556 18,651 212,854 222,022 3,254 1,264 3,345 7,863 363,124 68,384 2.84 81.55 23.39 0.98 0.39 ‐ (1.64) (3.61) (4.08) 15.43 140,724 28,314 0.17 167,702 90,376 (3,562) (49,886) 81,862 13.86 0.49 61,234 20,628 29,816 226,127 217,064 3,035 1,368 3,174 7,577 339,709 64,195 2.95 77.91 23.83 1.02 0.39 ‐ (1.55) (3.85) (3.70) 16.14 107,240 2,538 0.02 167,268 37,966 43,778 (88,439) 52,381 11.10 0.31 64,924 (12,543) 12,949 226,442 229,426 2,801 871 2,683 6,355 272,919 51,842 2.81 75.36 22.73 1.07 0.22 (0.05) (1.33) (4.44) (4.34) 13.86 145,999 29,719 0.18 167,311 105,955 (58,359) (85,590) 96,833 18.50 0.58 116,700 (19,867) (12,449) 167,260 195,523 1,731 1,157 2,877 5,765 314,273 58,144 4.42 77.77 27.90 3.44 0.35 ‐ (3.19) (3.44) (4.33) 20.73 223,200 113,962 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) 26.37 235,392 40,792 0.22 186,717 123,224 (71,048) (42,822) 96,651 19.39 0.52 58,519 38,132 46,960 113,804 82,432 2,168 1,049 3,230 6,447 286,328 54,168 314,297 164,334 0.86 190,415 157,439 (37,556) (80,720) 187,056 34.05 0.98 47,570 139,486 77,858 106,776 44,301 2,858 1,128 3,392 7,378 317,976 60,374 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) 35.76 177,569 19,579 0.10 190,829 109,157 (50,769) (76,983) 108,878 22.85 0.57 86,014 22,864 (19,115) 117,558 136,673 997 1,057 2,854 4,908 288,226 52,946 5.04 82.48 37.26 (2.19) 0.30 0.01 (3.42) (2.79) (4.36) 24.81 (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.  (3) Net income and comprehensive income attributable to Advantage Shareholders.  The table above highlights the Corporation’s performance for the fourth quarter of 2023 and for the preceding seven  quarters. In 2022 the Corporation saw a large increase in both natural gas and liquids sales and adjusted funds flow  due  to  higher  natural  gas  and  liquids  benchmark  prices  and  higher  production  due  to  the  Corporation’s  drilling  program. Adjusted funds flow was the highest in the second quarter of 2022 coinciding with high natural gas and  liquids benchmark prices. Adjusted funds flow declined in the third and fourth quarter of 2022 due to lower natural  gas and liquids benchmark prices. Natural gas and liquids sales and adjusted funds flow decreased again in the first  and second quarter of 2023 due to lower natural gas and liquids benchmark prices as well as the planned turnaround  at the Glacier Gas Plant in the second quarter.   Advantage Energy Ltd. - 38                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                           Quarterly Performance (continued)  Natural gas and liquids sales and adjusted funds flow increased in the third and fourth quarter of 2023 due to higher  production  due  to  the  Corporation’s  drilling  program.  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.  Overall,  the  Corporation  achieved  strong  net  income,  cash  flow,  and  operating  netbacks  throughout  2023  despite  difficult  operating  conditions and weaker commodity prices.   Climate change‐related risk and opportunities  Advantage is committed to positive action on emissions reduction. Advantage’s Scope 1 and 2 emissions are expected  to be reduced by approximately 20% with the full implementation of Phase 1a and 1b Entropy CCS equipment at the  Glacier Gas Plant. Advantage’s subsidiary Entropy Inc. is actively engaged in a carbon capture and storage business  that helps emitters reduce their emissions. 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  Since 2021, Advantage through its subsidiary Entropy has completed construction on Glacier Phase 1a and Phase 1b  which will allow the Corporation to reduce its greenhouse gas emissions ("GHG"). Commissioning of Phase 1a was  completed in the third quarter of 2022 with "first carbon" injected into permanent geological storage. During the  fourth  quarter  of  2023,  Entropy  commissioned  Integrated  Carbon  Capture  and  StorageTM ("iCCSTM") equipment for Glacier Phase 1b, with "first carbon" injected into permanent geological storage.  its  patent‐pending  Glacier Phase 2 is expected to begin construction in 2024 pending final investment decision. 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".  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 for nearly a decade.   Advantage Energy Ltd. - 39                 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 property, plant and equipment. 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.  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, share price volatility, timing and probability of an IPO, credit spread, 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.  Advantage Energy Ltd. - 40 Changes in Accounting Policies  The Corporation has adopted the following accounting policies during the year ended December 31, 2023.  Amendments to IAS 12 Income Taxes  On January 1, 2023, the Corporation adopted the amendments to IAS 12 Income Taxes requiring entities to recognize  deferred  tax  on  transactions  that,  on  initial  recognition,  give  rise  to  equal  amounts  of  taxable  and  deductible  temporary differences. There was not a material impact to the Corporation’s consolidated financial statements.  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, 2023, if applicable.   Environmental Reporting  Environmental regulations impacting climate‐related matters continue to evolve and may have additional disclosure  requirements in the future. The International Sustainability Standards Board published the new IFRS sustainability  disclosure standards, IFRS S1 General Requirements for Disclosure of Sustainability‐related Financial Information and  IFRS S2 Climate‐related Disclosures, with the aim to develop an environment sustainability disclosure framework that  is accepted globally. In addition, the Canadian Securities Administrators have proposed National Instrument 51‐107  – Disclosure of Climate‐related Matters, with additional climate‐related disclosure requirements for certain reporting  issuers in Canada. If the Corporation is unable to meet future sustainability reporting requirements of regulators or  current and future expectations of stakeholders, its business and ability to attract and retain skilled employees, obtain  regulatory permits, licenses, registrations, approvals and authorizations from various government authorities, and  raise capital may be adversely affected. The cost to comply with these standards, and others that may be developed  or evolved over time, has not yet been quantified.  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, 2023. 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. - 41               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, 2023. 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, 2023 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. - 42                                 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  2023  89,048   2,124   (8,678)  82,494   2022  112,558   1,144   10,503   124,205   2023  323,345   4,043   (13,818)  313,570   2022  502,378   2,215   12,197   516,790   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  2023  2022  58,846   (18,908)  ‐   39,938   69,060   (19,373)  ‐  49,687  Year ended  December 31  2023  282,761   35   ‐   282,796   2022  269,585   (27,800)  5  241,790  Advantage Energy Ltd. - 43         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  2023  89,048   (58,846)  10,230   2,124   ‐   42,556   2022  112,558   (69,060)  29,876   1,144  ‐  74,518  2023  323,345   (282,761)  (13,853)  4,043  ‐  30,774  2022  502,378   (269,585)  39,997   2,215  (5)  275,000  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 gains (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  2023  147,137  6,140  2,484  ‐  (10,302)  (22,724)  (25,664)  97,071  2022  223,200  (24,344)  3,091  ‐  (27,154)  (17,344)  (22,637)  134,812  2023  541,100  35,243  7,627  (247)  (42,432)  (84,453)  (90,603)  366,235  2022  950,458  (144,134)  9,082  70  (106,257)  (64,269)  (90,093)  554,857  Advantage Energy Ltd. - 44                     Specified Financial Measures (continued)  Non‐GAAP Ratios   Adjusted Funds Flow per Share  Adjusted  funds  flow  per  share  is  derived  by  dividing  adjusted  funds  flow  by  the  basic  weighted  average  shares  outstanding  of  the  Corporation.  Management  believes  that  adjusted  funds  flow  per  share  provides  investors  an  indicator of funds generated from the business that could be allocated to each shareholder's equity position.  ($000, except as otherwise indicated)  Adjusted funds flow  Weighted average shares outstanding (000)  Adjusted funds flow per share ($/share)  Adjusted Funds Flow per BOE  Three months ended  December 31  2023  82,494   163,939   0.50   2022  124,205  180,248  0.69  Year ended  December 31  2023  313,570   166,553   1.88   2022  516,790  187,022  2.76  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  2023  82,494   68,384   92   6,291,328   13.11   2022  124,205  55,573  92  5,112,716  24.29  2023  313,570   60,678   365   22,147,470   14.16   2022  516,790  55,769  365  20,355,685  25.39  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  2023  97,071  68,384  92  6,291,328  15.43  2022  134,812  55,573  92  5,112,716  26.37  2023  366,235  60,678  365  22,147,470  16.53  2022  554,857  55,769  365  20,355,685  27.25  Advantage Energy Ltd. - 45                                     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  2023  39,938   82,494   0.5   2022  49,687  124,205  0.4   Year ended  December 31  2023  282,796   313,570   0.9   2022  241,790  516,790  0.5   Net debt to adjusted funds flow is calculated by dividing net debt by adjusted fund flow for the previous four quarters.  Net debt to adjusted funds flow is a coverage ratio that provides Management and users the ability to determine  how long it would take the Corporation to repay its bank indebtedness if it devoted all its adjusted funds flow to debt  repayment.  ($000, except as otherwise indicated)  Net Debt  Adjusted funds flow (prior four quarters)  Net debt to adjusted funds flow ratio  Capital Management Measures  Working capital  Year ended  December 31  2023  222,022   313,570   0.7   2022  121,336  516,790  0.2   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, 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, 2023 and December 31, 2022 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  2023  December 31  2022  19,261  53,378  16,618  (70,606)  18,651  48,940  92,816  14,613  (84,805)  71,564  Advantage Energy Ltd. - 46                                             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, 2023 and December 31, 2022 is as follows:  Bank indebtedness  Unsecured debentures  Working capital surplus  Net debt  Supplementary Financial Measures  Average Realized Prices  December 31  2023  December 31  2022  212,854  27,819  (18,651)  222,022  177,200  15,700  (71,564)  121,336  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. - 47                               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 and amortization 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 gains (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  acquisitions  and  dispositions,  and  net  capital  expenditures  incurred by Entropy 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 and Development Costs ("F&D")   FD&A cost is calculated based on adding net capital expenditures excluding acquisitions and dispositions, and the net  change in future development capital ("FDC"), divided by reserve additions for the year from the Sproule 2023 and  2022 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.  Recycle Ratio  Recycle ratio is calculated by dividing Advantage’s fourth quarter operating netback by the calculated F&D cost or  FD&A cost of the applicable year and expressed as a ratio. Management uses recycle ratio to relate the cost of adding  reserves to a recent operating netback.  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. - 48 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.  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  2024  Advantage  considered  historical  drilling,  completion  and  production results for prior years and took into account the estimated impact on production of the Corporation’s  2024 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. - 49                                       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  CCUS  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  ‐ carbon capture utilization and storage  ‐ modular carbon capture and storage  ‐ tonnes per annum  ‐ not meaningful information  Advantage Energy Ltd. - 50   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 2024  capital program; the Corporation's anticipated top‐line production growth and its expectations that all free cash flow  will be allocated to its share buyback program; Advantage's focus on growing adjusted funds flow per share; the  Corporation's  2024  capital  guidance  including  its  anticipated  cash  used  in  investing  activities,  total  average  production,  liquids  production  (%  of  total  average  production),  royalty  rate,  operating  expense  per  boe,  transportation expense per boe, G&A/finance expense per boe and net debt; Advantage's expectations that it will be  able  to  deliver  its  2024  capital  program  with  reduced  capital;  the  anticipated  benefits  to  be  derived  from  CGF's  investment structure in Entropy;  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 anticipated benefits to be  derived from Entropy's strategic investment agreement with CGF, including the CCO; that Advantage will continue to  invest  in  additional  transportation  commitments  and  the  anticipated  benefits  to  be  derived  therefrom;  the  Corporation's forecasted 2024 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;  the  Corporation's  estimated tax pools and its expectations that it will not be subject to cash taxes until calendar 2027; the anticipated  capture  rate  of  the  Glacier  Gas  Plant  Phase  1a  CCS  and  waste  heat  recovery  project;  that  Entropy's  modular  technology will lower corporate emissions; the Corporation's anticipated reductions in Scope 1 and 2 emissions and  its  expectations  that  it  will  achieve  "net  zero"  Scope  1  and  2  emissions  by  2026;  the  anticipated  timing  of  when  construction will begin on Glacier Phase 2 and the anticipated benefits to be derived therefrom; the Corporation's  expectations  that  its  Valhalla  asset  will  continue  to  play  a  pivotal  role  in  the  Corporation's  liquids‐rich  gas  development  plan;  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  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  anticipated timing that such costs will be incurred; Entropy's business plan and the anticipated benefits 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 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   Advantage Energy Ltd. - 51 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  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 the Credit Facilities may not be renewed at each annual review; competition from other  producers; the risk that the Corporation's actual 2024 results may not be consistent with its 2024 guidance; the risk  that the Corporation's 2024 annual average production may be less than anticipated; the risk that the Corporation  may not deliver its 2024 capital program with reduced capital; 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  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 agreements with  Brookfield Renewables and CGF may not lead to the results anticipated; 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 may be subject to cash taxes prior to calendar 2027; 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 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 2024 towards the Corporation’s  share buyback program; 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.sedarplus.ca 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; 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   Advantage Energy Ltd. - 52 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  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), 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.  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 expectations that all  free cash flow will be allocated to its share buyback program; the Corporation's 2024 capital guidance including its  anticipated cash used in investing activities, royalty rate, operating expense per boe, transportation expense per boe,  G&A/finance expense per boe and net debt; 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 estimated tax pools and its expectations that it will  not be subject to cash taxes until calendar 2027; the Corporation's commitments and contractual obligations and the  anticipated  payments  in  connection  therewith  and  the  anticipated  timing  thereof;  the  anticipated  undiscounted,  uninflated cash flows required to settle the Corporation's decommissioning liability and the anticipated timing that  such  costs  will  be  incurred;  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   Advantage Energy Ltd. - 53 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  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.sedarplus.ca 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 4, 2024  Advantage Energy Ltd. - 54                             CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  For the years ended December 31, 2023 and 2022  Advantage Energy Ltd. - 55 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, 2023 and 2022, and its financial performance and its cash flows for the years then ended in accordance with International Financial Reporting Standards as issued by the International Accounting Standards Board (IFRS Accounting Standards). What we have audited The Corporation’s consolidated financial statements comprise:      the consolidated statements of financial position as at December 31, 2023 and 2022; the consolidated statements of comprehensive income 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, comprising material accounting policy information 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. PricewaterhouseCoopers LLP 111-5th Avenue SW, Suite 3100, Calgary, Alberta, Canada T2P 5L3 T: +1 403 509 7500, F: +1 403 781 1825, ca_calgary_main_fax@pwc.com “PwC” refers to PricewaterhouseCoopers LLP, an Ontario limited liability partnership. 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, 2023. 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. Key audit matter How our audit addressed the key audit matter The impact of proved and probable reserves on property, plant and equipment within natural gas and liquids properties Refer to note 3 – Material accounting policies, note 4 – Significant accounting judgments, estimates and assumptions and note 9 – Natural gas and liquids properties to the consolidated financial statements. The Corporation has $2,072 million of net property, plant and equipment within natural gas and liquids properties as at December 31, 2023. The related depreciation expense was $148 million for the year then ended. Property, plant and equipment is 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 considered this a key audit matter due to (i) the judgments by management, including the use of management’s expert, when estimating the 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 Key audit matter How our audit addressed the key audit matter 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. whether these assumptions were consistent with evidence obtained in other areas of the audit, as applicable; and 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 and will 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 on the other information that we obtained prior to the date of this auditor’s report, we conclude that there is a material misstatement of this other information, we are required to report that fact. We have nothing to report in this regard. When we read the information, other 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 Accounting Standards, 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 March 4, 2024 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  Inventory  Intangible assets  Natural gas and liquids properties  Total non‐current assets  Total assets  LIABILITIES  Current liabilities   Trade and other accrued liabilities  Derivative liability  Financing liability  Provisions and other liabilities  Total current liabilities  Non‐current liabilities  Bank indebtedness  Financing liability  Unsecured debentures  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  2023  December 31  2022  5  7  10  10  6  8  9  10  12  14  11  12  13  14  15  16  17  19,261  53,378  16,618  31,200  120,457  80,048  3,958  5,363   2,089,202   2,178,571  2,299,028  70,606  964  4,813  20,054  96,437  212,854  88,084  46,263  61,937  237,057  646,195  742,632  48,940   92,816   14,613   22,357   178,726   93,993   ‐  4,011   1,940,228   2,038,232   2,216,958   84,805  2,197  4,269  21,118  112,389  177,200   90,436   25,444   45,389   201,422   539,891   652,280   1,952,241  187,034  (582,980)  1,556,295  101  1,556,396  2,299,028  2,105,013   142,817   (684,577)  1,563,253   1,425   1,564,678   2,216,958   Commitments (note 25)                                                                                                                                   See accompanying Notes to the Consolidated Financial Statements  On behalf of the Board of Directors of Advantage Energy Ltd.:  Deirdre M. Choate, Director: (signed) "Deirdre M. Choate"       Michael Belenkie, Director: (signed) "Michael Belenkie"  Advantage Energy Ltd. - 61                                                                                                             Advantage Energy Ltd.  Consolidated Statements of Comprehensive Income  (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    Gains (losses) on derivatives  Total revenues  Expenses     Operating expense    Transportation expense    Natural gas purchases    General and administrative expense    Share‐based compensation expense    Depreciation and amortization expense    Finance expense    Foreign exchange loss (gain)    Other expenses  Total expenses  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  Year ended  December 31    Notes  2023  2022    20    20    20    10    20    21    18    8,9    22    6,9,14    15    17  541,100  3,124  7,627  (42,432)  509,419  25,768  535,187  84,453  90,603  3,371  24,637  6,546  148,897   30,090   459   10,223   399,279   135,908  (35,635)  100,273  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  442,899   (105,138)  337,761   101,597  (1,324)  100,273  338,667   (906)  337,761   Net income per share attributable to Advantage shareholders    Basic    Diluted  See accompanying Notes to the Consolidated Financial Statements    19    19  0.61  0.59      1.81      1.75  Advantage Energy Ltd. - 62                                                                                                                                                                            Advantage Energy Ltd.   Consolidated Statements of Changes in Shareholders’ Equity  (Expressed in thousands of Canadian dollars) Balance, December 31, 2022  Net income and comprehensive income  Share‐based compensation (note 18(b))  Settlement of Performance Share Units  Common shares repurchased (note 16)  Balance, December 31, 2023  Balance, December 31, 2021  Net income and comprehensive income  Share‐based compensation (note 18(b))  Settlement of Performance Share Units  Common shares repurchased (note 16)  Balance, December 31, 2022  Share  capital  2,105,013  ‐  ‐  6,509  (159,281)  1,952,241  Contributed  surplus  142,817  ‐  8,788  (6,509)  41,938  187,034  Deficit  (684,577)  101,597  ‐  ‐  ‐  (582,980)  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)  Non‐ controlling  interest  1,425  (1,324)  ‐  ‐  ‐  101  Non‐ controlling  interest  2,331   (906)  ‐  ‐  ‐  1,425   Total  shareholders’  equity  1,564,678   100,273   8,788   ‐   (117,343)  1,556,396   Total  shareholders’  equity  1,460,118   337,761   7,766   ‐   (240,967)  1,564,678   See accompanying Notes to the Consolidated Financial Statements Advantage Energy Ltd. - 63                       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 losses (gains) on derivatives     Share‐based compensation expense     Depreciation and amortization expense     Accretion of decommissioning liability     Accretion of unsecured debentures     Interest paid‐in‐kind     Other expenses  Expenditures on decommissioning liability  Changes in non‐cash working capital  Cash provided by operating activities  Financing Activities  Common shares repurchased  Increase 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   Property, plant and equipment additions  Exploration and evaluation assets additions  Intangible assets additions  Project funding received  Changes in non‐cash working capital  Cash used in investing activities  Increase (decrease) in cash and cash equivalents  Cash and cash equivalents, beginning of year  Cash and cash equivalents, end of year  Cash interest paid  Cash income taxes paid  See accompanying Notes to the Consolidated Financial Statements  Advantage Energy Ltd. - 64 Year ended  December 31  Notes  2023  2022  135,908  442,899   10  18(b)  8,9  14(c)  13  13    6,9,14  14(c)  24  16  11  13  12  14(b)  12  9  9  8  24  9,475  6,546  148,897  1,444  573   504   10,223   (4,043)  13,818   323,345   (117,343)  35,654  13,833  2,500  (599)  (4,308)  (70,263)  (272,150)  (9,181)  (1,465)  ‐   35   (282,761)  (29,679)  48,940  19,261  (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)  (240,770)   ‐   (1,020)  5   (27,800)  (269,585)  23,702  25,238  48,940  27,766  ‐  18,690  ‐                                                                                                                                                                                                                                  Advantage Energy Ltd.   Notes to the Consolidated Financial Statements       For the years ended December 31, 2023 and 2022  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 as issued by the International Accounting Standards Board ("IFRS Accounting Standards"  or  "IFRS").  Certain  information  provided  for  the  prior  year  has  been  reclassified  to  conform  to  the  presentation adopted for the year ended December 31, 2023.  The  accounting  policies  applied  in  these  consolidated  financial  statements  are  based  on  IFRS  issued  and  outstanding as of March 4, 2024, 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 10.  (c) Functional and presentation currency  These  consolidated  financial  statements  are  presented  in  Canadian  dollars,  which  is  the  Corporation’s  functional currency.  Advantage Energy Ltd. - 65                                                                                   3. Material 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.  (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 92% of  the outstanding common shares (note 17). 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 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  Inventory   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  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. - 66         3.   Material 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  assets  and  liabilities measured at fair value. Gains and losses on derivative instruments are recorded as gains and losses  on derivatives in the Consolidated Statement of Comprehensive Income 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.  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. 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.  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 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. - 67       3.   Material 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  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 as incurred.                (iii)  Depreciation  A portion of the Corporation’s net carrying value of property, plant, and equipment 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 and carbon capture equipment included in property, plant, 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   Carbon capture equipment    50 years  50 years  Depreciation  methods,  useful  lives  and  residual  values  are  reviewed  at  each  reporting  date  by  Management.  Advantage Energy Ltd. - 68       3.   Material 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.  (v)  Impairment  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. If any such indication exists, the asset’s  recoverable  amount  is  estimated.  For  the  purpose  of  impairment  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,  or  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 on property, plant and equipment are recognized in the Consolidated Statement of  Comprehensive  Income  as  an  impairment  expense  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.  Advantage Energy Ltd. - 69               3.   Material accounting policies (continued) (e) 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.  (f) 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. - 70   3.   Material accounting policies (continued)  (g) 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  production  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.  (h) 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. - 71             3.   Material accounting policies (continued) (i) Net income per share attributable to Advantage shareholders  Basic net income per share is calculated by dividing the net income attributable to common shareholders of  the Corporation by the weighted average number of common shares outstanding during the period. Diluted  net income per share is determined by adjusting the net income attributable to common shareholders and  the weighted average number of common shares outstanding for the effects of dilutive instruments such as  Performance Share Units.  (j) 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. (k) Government grants and investment tax credits  The Corporation may receive government grants which provide financial assistance 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 or the Consolidated  Statement of Financial Position 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.  (l) New accounting policies  Amendments to IAS 12 Income Taxes  On January 1, 2023, the Corporation adopted the amendments to IAS 12 Income Taxes requiring entities to  recognize deferred tax on transactions that, on initial recognition, give rise to equal amounts of taxable and  deductible  temporary  differences.  There  was  not  a  material  impact  to  the  Corporation’s  consolidated  financial statements.   Advantage Energy Ltd. - 72           3.   Material accounting policies (continued) (m) Future accounting pronouncements  Amendments to IAS 1, Presentation of Financial Statements  In October 2022, the IASB amended IAS 1 Presentation of Financial Statements to address the classification  of liabilities with covenants as current or non‐current in the Statements of Financial Position. The amendment  is applicable to periods beginning on or after January 1, 2024. The Corporation is currently in the process of  assessing  the  impact  of  the  amendment  to  the  Corporation’s  consolidated  financial  statements  upon  adoption.  4. Material 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. Material estimates and judgments made in the preparation of the consolidated financial statements  are outlined below.  (a) Reserves base  A  portion  of  the  Corporation’s  property,  plant,  and  equipment  is  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.  Advantage Energy Ltd. - 73                   4.   Material accounting judgments, estimates and assumptions (continued) (c) Indicators of impairment and calculation of impairment  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.   When  Management  judges  that  circumstances  indicate  potential  impairment,  property,  plant,  and  equipment are tested for impairment by comparing the carrying values to their recoverable amounts. The  recoverable amounts of CGUs are determined based on the higher of value‐in‐use calculations and fair values  less costs of disposition. These calculations require the use of estimates and assumptions, that are subject to  change as new information becomes available including information on future commodity prices, expected  production volumes, quantities of reserves, discount rates, future development costs and operating costs.  (d) Derivative assets and liabilities  Derivative assets and liabilities are recorded at their fair values at the reporting date, with gains and losses  recognized directly into comprehensive income 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, timing and probability of an IPO, credit spread, 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.  Advantage Energy Ltd. - 74       4.   Material accounting judgments, estimates and assumptions (continued)  (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.  5. Cash and cash equivalents Cash at financial institutions  December 31  2023  19,261  December 31  2022  48,940  Cash at financial institutions earn interest at floating rates based on daily deposit rates. As at December 31, 2023  cash at financial institutions included US$5.2 million (December 31, 2022 ‐ US$9.7 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, 2023 is $5.3 million held by Entropy (December 31, 2022 ‐ $13.1 million). 6. Inventory  Balance at December 31, 2022  Additions  Revaluation  Balance at December 31, 2023  ‐  4,842  (884)  3,958  Inventory consists of linefill, the Corporation’s share of purchased condensate and NGL barrels used to fill a  pipeline. Inventory is recorded at historical cost and is subsequently valued at the lower of weighted average  cost or net realizable value.  Advantage Energy Ltd. - 75                         7. Trade and other receivables Trade receivables  Receivables from joint venture partners  8. Intangible assets  Cost  Balance at December 31, 2021  Additions  Balance at December 31, 2022  Additions  Balance at December 31, 2023  Accumulated amortization  Balance at December 31, 2022 and 2021  Amortization  Balance at December 31, 2023  Net book value  At December 31, 2022  At December 31, 2023  December 31  2023  December 31  2022  49,604  3,774  53,378  87,047  5,769  92,816  2,991  1,020  4,011  1,465  5,476  ‐  113  113  4,011  5,363  Advantage Energy Ltd. - 76                                                                                                                               9. Natural gas and liquids properties  Cost  Balance at December 31, 2021  Additions  Capitalized share‐based compensation (note 18(b))  Changes in decommissioning liability (note 14(c))  Transfers  Balance at December 31, 2022  Additions  Capitalized share‐based compensation (note 18(b))  Capitalized interest paid‐in‐kind  Changes in decommissioning liability (note 14(c))  Transfers  Lease expiries  Expired right‐of‐use assets  Balance at December 31, 2023  Accumulated depreciation  Balance at December 31, 2021  Depreciation  Balance at December 31, 2022  Depreciation  Expired right‐of‐use assets  Balance at December 31, 2023  Net book value  At December 31, 2022  At December 31, 2023  Exploration  and  evaluation  assets  Property,  plant and  equipment  20,713  ‐  ‐  ‐  (4,922)  15,791   9,181  ‐  ‐  ‐  (8,570)  (441)  ‐  15,961  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  2,970,259   240,770   2,242   (19,734)  4,922   3,198,459   272,150  2,242  303  13,911  8,570  ‐  ‐  3,495,635  1,142,323   133,543   1,275,866   148,258  ‐  1,424,125  Right‐of‐ use assets  2,638   339   ‐   ‐   ‐   2,977  412  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  (136)  3,253  759  374  1,133  526  (136)  1,523  Total  2,993,610   241,109   2,242   (19,734)   ‐  3,217,227   281,743   2,242   303   13,911  ‐  (441)  (136)  3,514,849  1,143,082  133,917  1,276,999  148,784  (136)  1,425,647  1,844  1,730  15,791   15,961  1,922,593  2,071,511  1,940,228  2,089,202  During  the  year  ended  December  31,  2023,  Advantage  capitalized  general  and  administrative  expenditures  directly related to development activities of $5.3 million, included in additions (year ended December 31, 2022 ‐  $6.8 million).  During the year ended December 31, 2023, Entropy capitalized borrowing cost directly related to funding CCS  development activities of $0.2 million included in property, plant and equipment additions (year ended December  31, 2022 – nil) and capitalized $0.3 million of borrowing cost that was paid‐in‐kind (year ended December 31,  2022 – nil).  Included in additions to property, plant and equipment is $15.1 million in additions incurred by Entropy (year  ended December 31, 2022 ‐ $2.8 million).  Advantage included future development costs of $2.1 billion (December 31, 2022 ‐ $2.1 billion) in natural gas and  liquids properties costs subject to depreciation.   For  the  year  ended  December  31,  2023,  the  Corporation  evaluated  its  property,  plant  and  equipment  for  indicators  of  any  potential  impairment.  As  a  result  of  this  assessment,  no  indicators  were  identified,  and  no  impairment test was performed.   Advantage Energy Ltd. - 77                                                           10. 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 electricity 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.   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. - 78     10. 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   Natural gas embedded derivative    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  2023  2022  38,184  ‐  (2,033)  ‐   (908)  35,243  6,233  ‐  3,090  ‐  (13,192)  (5,606)  (9,475)  44,417  ‐  1,057  ‐  (14,100)  (5,606)  25,768  (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)  Advantage Energy Ltd. - 79                                                                                                                                                                                                                       10. 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    Foreign exchange derivative asset (liability)    Natural gas embedded derivative asset    Unsecured debentures derivative liability (note 13)    Net derivative asset  Consolidated statement of financial position classification    Current derivative asset    Non‐current derivative asset    Current derivative liability    Unsecured debentures derivative liability (note 13)    Net derivative asset  (a) Credit risk   December 31  2023  December 31  2022  22,708  893  86,683   (18,444)  91,840   31,200  80,048  (964)  (18,444)  91,840   16,475   (2,197)  99,875   (9,744)  104,409   22,357   93,993   (2,197)  (9,744)  104,409   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  2023  53,378  12,600  111,248  177,226  December 31  2022  92,816   3,720  116,350   212,886   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 majority of 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 contracts with only stable, creditworthy parties and through frequent reviews of exposures to  individual  entities.  The  Corporation  only  enters  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 with a remaining term of 9 years (note 10(c)).  Advantage Energy Ltd. - 80                                                             10. 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, 2023, $0.5 million of trade and other receivables are outstanding for 90 days  or more (December 31, 2022 – $0.2 million). The Corporation believes the entire balance is collectible, and  in some instances can mitigate risk through withholding production or offsetting payables with the same  parties. At December 31, 2023, the average expected credit loss for trade and other receivables was 0.55%  (December 31, 2022 – 0.63%).  (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 six and  twelve 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.  Changes in market interest rates impact the Corporation’s credit facility and have resulted in higher interest  rates  paid  on  outstanding  bank  indebtedness  throughout  2023.  The  Corporation  does  not  anticipate  any  liquidity issues with regards to higher rates on the Corporation’s facility.   The unsecured debentures held by Entropy are non‐recourse to Advantage and are to be repaid by Entropy  at the end of the 10‐year term, if not exchanged for common shares. 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. - 81         10. 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, 2023 and 2022 are as follows:  December 31, 2023  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, 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)  Undiscounted  cash flows(3)   70,606  4,579  964  9,676  2,409  150,164  215,000  26,961  40,807  521,166  Undiscounted  cash flows(3)   84,805   6,528   2,197   13,776   2,377   158,827   180,000   19,926   25,000   493,436   Less than       one year  70,606  4,579  964  5,917  585  13,086  ‐  17,974  ‐  113,711  Less than       one year  84,805   6,528   2,197   6,105   475   12,702   ‐   13,284   ‐   121,509   One to  three years  ‐  ‐  ‐  3,759  1,466  39,150  215,000  8,987  ‐  268,362  One to  three years  ‐   ‐   ‐   7,671   960   25,439   180,000   6,642   ‐   220,712   Beyond  ‐  ‐  ‐  ‐  358  97,928  ‐  ‐  40,807  139,093  Beyond  ‐   ‐   ‐   ‐   942   120,686   ‐   ‐   25,000   151,215   (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 11). The Credit Facility has a tenor of two years with a maturity date in June 2025 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  2025 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. - 82                         10. 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, 2023 resulting from a 10% change to significant price assumptions is  as follows:   Price Assumptions  Forward AECO natural gas price  Forward Chicago natural gas price  Forward Dawn 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%  (2.4)  (0.5)  (0.3)  (2.2)  1.6  14.0  (10)%  2.4  0.6  0.3  2.7  (1.6)  (17.7)  As  at  December  31,  2023  and  March  4,  2024,  the  Corporation  had  the  following  commodity  derivative  contracts in place:  Description of  Derivative                  Term    Volume             Price  Natural gas ‐ Henry Hub NYMEX  Fixed price swap  January 2024 to December 2024  20,000 Mcf/d    US $3.41/Mcf   Natural gas ‐ AECO/Henry Hub Basis Differential  Basis swap  January 2024 to December 2024  40,000 Mcf/d    Henry Hub less US $1.19/Mcf  Natural gas ‐ AECO  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Fixed price swap  Natural gas ‐ Chicago  Fixed price swap  Natural gas ‐ Dawn  Fixed price swap  23,695 Mcf/d  January 2024 to March 2024  April 2024 to October 2024  56,869 Mcf/d  November 2024 to December 2024  37,913 Mcf/d  33,174 Mcf/d  January 2025 to March 2025  23,695 Mcf/d  April 2025 to October 2025  28,435 Mcf/d  November 2025 to March 2026  $3.34/Mcf     $2.60/Mcf(1)   $3.42/Mcf(1)   $3.46/Mcf(1)   $2.97/Mcf(1)   $4.05/Mcf(1)  January 2024 to March 2024  15,000 Mcf/d    US $3.88/Mcf  January 2024 to March 2024  10,000 Mcf/d  US $3.07/Mcf  (1) Contains contracts entered into subsequent to December 31, 2023  Advantage Energy Ltd. - 83                                 10.  Financial risk management (continued)   (c)  Commodity price risk (continued)  Natural Gas ‐ Embedded Derivative  Commencing  in  2023,  Advantage  began  delivering  natural  gas  under  a  long‐term  natural  gas  supply  agreement,  delivering  25,000  MMbtu/d  of  natural  gas  for  a  10‐year  period,  that  commenced  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,  2023  the  fair  value  of  the  natural  gas  embedded  derivative resulted in an asset of $86.7 million (December 31, 2022 – $99.9 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, 2023, the implied inflation rate  in  the  5‐year  PJM  power  forecast  averaged  0%  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  $0.5 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  may  enter  into  fixed  interest  rate  swaps  to  mitigate interest rate risk. As at December 31, 2023, 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, 2023, net income and comprehensive income would have changed by $1.5 million (December 31, 2022 –  $0.8 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, 2023, net income and comprehensive income  would have changed by $9.2 million (December 31, 2022 – $7.2 million).  Advantage Energy Ltd. - 84               10.  Financial risk management (continued)   (e)  Foreign exchange risk (continued)  As at December 31, 2023, 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              Term  Notional Amount  Rate  US $ 2,000,000/month  January 2024 to August 2024  January 2024 to September 2024  US $ 1,000,000/month      1.3558         1.3650  As at December 31, 2023 the fair value of the foreign exchange derivatives outstanding resulted in an asset  of $0.9 million (December 31, 2022 – $2.2 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. - 85                                   10.  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  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, 2023 and December 31, 2022 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  2023  December 31  2022  19,261  53,378  16,618  (70,606)  18,651  48,940  92,816  14,613  (84,805)  71,564  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, 2023 and December 31, 2022 is as follows:  Bank indebtedness (note 11)  Unsecured debentures (note 13)  Working capital surplus  Net debt  December 31  2023  212,854   27,819   (18,651)  222,022   December 31  2022  177,200  15,700  (71,564)  121,336  Advantage’s capital structure as at December 31, 2023 and December 31, 2022 is as follows: Net debt   Shares outstanding (note 16)  Share closing market price ($/share)  Market Capitalization  Total Capitalization  December 31  2023  222,022   162,225,180   8.53  1,383,781   1,605,803   December 31  2022  121,336  171,652,768  9.47  1,625,552  1,746,888  Advantage Energy Ltd. - 86                                               11. Bank indebtedness  Revolving credit facility  Discount on bankers’ acceptance and other fees  Balance, end of year  December 31  2023  December 31  2022  215,000  (2,146)  212,854  180,000  (2,800)  177,200  As at December 31, 2023, 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 May 2023, 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 2025 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  2025  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 lender’s 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. - 87                           11. 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, 2023 and 2022, 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, 2023 the  Corporation had a 27.7 LMR (December 31, 2022 – 28.4 LMR). All other applicable non‐financial covenants were  met at December 31, 2023 and 2022. 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, 2023, the average effective interest rate on the outstanding amounts under the  facilities  was  approximately  8.4%  (December  31,  2022  –  6.2%).  The  Corporation  had  letters  of  credit  of  $12.9  million outstanding at December 31, 2023 (December 31, 2022 – $12.2 million).  12. Financing liability  The  Corporation  has  a  15‐year  take‐or‐pay  volume  commitment  with  a  12.5%  working  interest  partner  in  the  Corporation’s Glacier Gas Plant, with a term due to expire in 2035. During the fourth quarter of 2023, as part of  the 2023 planned capital expansion of the Glacier Gas Plant, the working interest partner chose to participate  pursuant to the agreement and provided $2.5 million in additional financing. 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  Year ended  December 31, 2023  94,705  2,500  8,452  (12,760)  92,897  4,813  88,084  Year ended  December 31, 2022  93,488  5,000  8,537  (12,320)  94,705  4,269  90,436  Advantage Energy Ltd. - 88                       13. Unsecured debentures  The Corporation’s subsidiary, Entropy, has entered into two Investment Agreements with investors who provided  capital commitments of $300 million and $200 million. In connection with the Investment Agreements, 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  agreements,  Entropy  and  the  investors  have  options  that  provide  for  the  unsecured  debentures  to  be  exchanged  for  common  shares  at  an  exchange  price  of  $10.00  per  share  and  $12.75  per  share,  respectively,  subject  to  adjustment  in  certain  circumstances. The investors have 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 is 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.  During 2023, Entropy issued unsecured debentures for gross proceeds of $15.0 million (December 31, 2022 ‐ $25.0  million)  and  incurred  $1.2  million  of  issuance  costs  (December  31,  2022  ‐  $3.8  million).  For  the  year  ended  December 31, 2023, Entropy incurred interest of $2.5 million (December 31, 2022 ‐ $1.5 million), of which $1.7  million was paid in cash (December 31, 2022 ‐ $1.5 million), and $0.8 million was paid‐in‐kind (December 31, 2022  ‐ $nil).  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 in  certain situations, 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  Interest paid‐in‐kind  Aggregate principal balance, end of year  December 31  2023  25,000  15,000  807  40,807  December 31  2022  ‐  25,000  ‐  25,000  Advantage Energy Ltd. - 89                                   13. Unsecured debentures (continued)  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  Issuances   Issuance costs  Accretion expense  Balance, end of year  December 31  2023  15,700  12,713   (1,167)  573   27,819   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:  December 31  2022  ‐  5,779  3,965  9,744  Balance, beginning of the year  Issuances  Revaluation   Balance, end of year  December 31  2023  9,744  3,094   5,606   18,444   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, 2023 includes estimated share  price, estimated timing and probability 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  1% change in credit spread  1 year change in estimated timing of an IPO  (Decrease)  (3.9)  (0.8)  (2.5)  Increase  3.9  0.8  2.2  Advantage Energy Ltd. - 90                               14. Provisions and other liabilities Performance Awards (note 18(c))  Deferred Share Units (note 18(d))  Deferred revenue (a)  Lease liability (b)  Decommissioning liability (c)   Balance, end of year  Current provisions and other liabilities  Non‐current provisions and other liabilities  (a) Deferred revenue    Year ended  December 31, 2023  6,687  4,579  6,603  1,967  62,155  81,991  20,054  61,937  Year ended  December 31, 2022  9,277  6,528  6,603  2,154  41,945  66,507  21,118  45,389  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 2024. (b) 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.  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, 2023  2,154  412  92  (691)  1,967  522  1,445  Year ended  December 31, 2022  2,173   339   93   (451)  2,154   434  1,720   Advantage Energy Ltd. - 91                                             14. Provisions and other liabilities (continued) (c) 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 2024  and 2075. A risk‐free rate of 3.02% (December 31, 2022 – 3.28%) and an inflation factor of 2.0% (December  31, 2022 – 2.0%) were used to calculate the fair value of the decommissioning liability at December 31, 2023.  As  at  December  31,  2023,  the  total  estimated  undiscounted,  uninflated  cash  flows  required  to  settle  the  Corporation’s decommissioning liability was $82.6 million (December 31, 2022 – $62.8 million).   A reconciliation of the decommissioning liability is provided below:  Balance, beginning of the year  Accretion expense  Liabilities incurred  Change in estimates  Change in estimates expensed(1)  Effect of change in risk‐free rate  Liabilities settled  Balance, end of year  Current decommissioning liability  Non‐current decommissioning liability  Year ended  December 31, 2023  41,945  1,444  4,472  2,263  8,898  7,176  (4,043)  62,155  3,000  59,155  Year ended  December 31, 2022  62,474  1,420  2,003  (1,189)  ‐  (20,548)  (2,215)  41,945  2,000  39,945  (1) Increased cost estimates which were expensed as the cost estimate relates to a legacy non‐core area whereby the  Corporation has no future plans to pursue any development activities.  Advantage Energy Ltd. - 92                                 15. 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, 2023  Year ended  December 31, 2022  ‐  35,635  35,635  ‐  105,138   105,138   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 in income taxes resulting from:      Non‐deductible expenses      Valuation allowance      Other  Income tax expense  Effective tax rate  Year ended  December 31, 2023  135,908                         23.0%  31,259  Year ended  December 31, 2022  442,899                           23.0 %  101,867  1,520  3,266  (409)  35,635                        26.2 %  1,280  910  1,081  105,138                           23.7 %  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, 2022  Credited (charged)  to income  At December 31, 2023  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  10,161   93,805   20,632   22,239   146,837   (321,427)  (26,255)  (577)  (348,259)  (201,422)  4,132   (19,166)  159   (1,064)  (15,939)  (20,749)  890   163  (19,696)  (35,635)  14,293   74,639   20,791   21,175   130,898   (342,176)  (25,365)  (414)  (367,955)  (237,057)  Advantage Energy Ltd. - 93                                At December 31, 2021  Credited (charged)  to income  At December 31, 2022  15. Income taxes (continued)   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)  The estimated tax pools available at December 31, 2023 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  10,161   93,805   20,632   22,239   146,837   (321,427)  (26,255)  (577)  (348,259)  (201,422)  246,411   68,509   18,735   347,724   264,480   135,369   32,506   6,421   1,120,155   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, 2022 – $135 million).  Recognition is dependent on the realization of future taxable capital gains.  Advantage Energy Ltd. - 94                                          16. 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, 2021  Shares issued on Performance Share Unit settlements (note 18 (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  Shares issued on Performance Share Unit settlements (note 18 (a))  Contributed surplus transferred on Performance Share Unit settlements  Shares purchased and cancelled under NCIB  Balance at December 31, 2023  190,828,976   3,056,992  ‐  (13,304,629)  (8,928,571)  171,652,768  3,675,083  ‐  (13,102,671)  162,225,180  Share capital  ($000)  2,370,716   ‐  6,948  (163,157)  (109,494)  2,105,013  ‐  6,509  (159,281)  1,952,241  For  the  year  ended  December  31,  2023,  the  Corporation  purchased  13.1  million  common  shares  for  cancellation at an average weighted price of $8.96 for a total cost of $117.3 million. Share capital was reduced  by $159.3 million while contributed surplus was increased by $41.9 million, representing the excess average  carrying value of the common shares over the purchase price.  (c) Normal Course Issuer Bid ("NCIB")       On April 6, 2023, the Toronto Stock Exchange (the "TSX") approved the renewal of the NCIB. Pursuant to the  NCIB, Advantage was approved to purchase for cancellation, from time to time, as it considered advisable,  up to a maximum of 16,201,997 common shares of the Corporation. The NCIB commenced on April 13, 2023  and will terminate on April 12, 2024 or such earlier time as the NCIB is completed or terminated at the option  of Advantage.  On April 7, 2022, the TSX approved the Corporation commencing a NCIB. Pursuant to the NCIB, Advantage  was approved 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 terminated  on April 12, 2023.   Purchases pursuant to the NCIB are 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, including commissions. All common shares acquired  under the NCIB were cancelled.   (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. - 95         17. Non‐controlling interest ("NCI")  On May 5, 2021, Entropy issued common shares, resulting in Advantage owning 90% of Entropy.    On June 30, 2023, Advantage exercised an option pursuant to a contribution agreement, whereby on July 1, 2023,  Entropy issued 6,002,516  additional Common Shares to Advantage in exchange for the  Glacier Phase 1A CCS  equipment, resulting in Advantage ownership increasing to 92% of Entropy.    Advantage has recognized a non‐controlling interest in shareholders’ equity, representing the carrying value of  the 8% shareholding of Entropy held by outside interests.  A reconciliation of the non‐controlling interest is provided below:  Balance, beginning of the year  Net loss and comprehensive loss attributable to NCI  Balance, end of year   18. Long‐term compensation plans  Year ended  December 31  2023  2022  1,425  (1,324)  101  2,331  (906)  1,425  (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, 2023, 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, 2021  Granted  Settled  Forfeited  Balance at December 31, 2022  Granted  Settled  Forfeited  Balance at December 31, 2023  Performance Share Units  4,880,684   720,641  (1,585,888)  (32,491)  3,982,946  956,920  (2,012,178)  (108,274)  2,819,414  During  May  2023,  2,012,178  Performance  Share  Units  matured  and  were  settled  with  the  issuance  of  3,675,083 common shares.  Advantage Energy Ltd. - 96                                                                                                         18. Long‐term compensation plans (continued) (b) Share‐based compensation expense  Share‐based compensation expense after capitalization for the years ended December 31, 2023 and 2022  are as follows:  Total share‐based compensation  Capitalized (note 9)  Share‐based compensation expense   (c) Performance Award Incentive Plan ‐ Performance Awards  Year ended  December 31  2023  2022  8,788  (2,242)  6,546  7,766   (2,242)  5,524   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 14) 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 ("DSU")  Year ended  December 31, 2023  Year ended  December 31, 2022  9,277  3,822  43  (6,455)  6,687  5,350  1,337  9,970  5,902  46  (6,641)  9,277  5,553  3,724  Deferred Share Units are issued to Directors of the Corporation. Each DSU entitles participants to receive  cash  equal  to  the  Corporation’s  common  shares,  multiplied  by  the  number  of  DSUs  held.  All  DSU’s  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, 2021  Granted  Settled  Balance at December 31, 2022  Granted  Settled  Balance at December 31, 2023  Deferred Share Units             644,093   45,217  ‐  689,310  52,218   (204,848)  536,680  Advantage Energy Ltd. - 97                                                                                                         18. 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  Year ended  December 31, 2023  Year ended  December 31, 2022  6,528  449  (663)  (1,735)  4,579  4,773  425  1,330  ‐  6,528  19. 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  2023  2022  101,597  338,667  166,552,941  5,279,869  171,832,810  187,022,242  6,847,114  193,869,356  0.61  0.59      1.81      1.75  Advantage Energy Ltd. - 98                                                                                                       20. 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, 2023 and 2022, natural gas and liquids sales were as follows:  Crude oil   Condensate  NGLs  Liquids  Natural Gas  Natural gas and liquids sales    Year ended  December 31  2023  93,330  42,047  61,856  197,233  2022  81,938  47,129  79,042  208,109  343,867  742,349  541,100  950,458  At December 31, 2023, receivables from contracts with customers, which are included in trade and other  receivables, were $42.4 million (December 31, 2022 ‐ $84.6 million).  (b) Sales of purchased natural gas  During the year ended December 31, 2023, the Corporation purchased natural gas volumes to satisfy physical  sales commitments. Purchases and sales of natural gas from third‐parties were 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  2023  2022  3,124  (3,371)  (247)  4,826   (4,756)  70   During the year ended December 31, 2023, the Corporation earned income from the processing of third‐ party natural gas at the Corporation’s gas plant. Processing and other income were as follows:  Processing income  Other  Total processing and other income  Year ended   December 31  2023  2022  7,612  15  7,627  8,783   299  9,082   Advantage Energy Ltd. - 99                                                                                                      21. General and administrative expense   Personnel  Revaluation of outstanding Deferred Share Units (note 18(d))    Professional fees  Information technology cost  Office rent and administration cost  Total general and administrative  Capitalized (note 9)  General and administrative expense  22. Finance expense Interest on bank indebtedness (note 11)  Interest income  Interest on financing liability (note 12)  Interest on provisions and other liabilities (note 14(b), 18(c))  Interest on unsecured debentures (note 13)  Interest paid‐in‐kind on unsecured debentures (note 13)  Accretion on decommissioning liability (note 14(c))  Accretion on unsecured debentures (note 13)  Capitalized borrowing cost (note 9)  Total finance expense  23. 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  2023  24,066  (663)  1,739  2,253  2,567  29,962  (5,325)  24,637  2022  21,920  1,330  1,601  2,043  2,197  29,091  (6,808)  22,283  Year ended  December 31  2022  2023             9,364              18,932               (829)           (1,446)   8,537  8,452             139             135             1,479              1,693                  807                     ‐                1,444              1,420                  573                  317               (500)                    ‐              20,427            30,090   Year ended  December 31  2023  2022  5,594  4,600  10,194  4,972  4,753  9,725  (1) Represents the grant date fair value of Performance Share Units and Performance Awards granted.  As at December 31, 2023, there is a commitment of $5.3 million (December 31, 2022 – $4.8 million) related  to change of control or termination of employment of officers.  Advantage Energy Ltd. - 100                                                                                                                             24. 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  Inventory  Performance Awards  Deferred Share Units   Project funding  Related to operating activities  Related to investing activities   Year ended  December 31  2023  2022  39,438  (2,005)  (14,199)  (4,842)  (2,590)  (1,949)  ‐   13,853  13,818  35  13,853  (38,047)  (11,130)  8,180  ‐  (693)  1,755  (62)  (39,997)  (12,197)  (27,800)  (39,997)  The following table provides a detailed breakdown of the cash and non‐cash changes in financing liabilities arising  from financing activities:  Cash flows  Common shares repurchased   Draws on credit facility     Repayment of credit facility     Bankers’ acceptance and other fees  Proceeds from unsecured debentures  Transaction costs on unsecured debentures  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  Year ended  December 31  2023  2022  (117,343)  140,000  (105,000)  (17,448)  15,000  (1,167)  2,500  (691)  (12,760)  (96,909)  18,102  92  8,452  26,646  (240,967)  310,000   (298,000)  (10,019)  25,000  (3,838)   5,000   (451)  (12,320)  (225,595)  7,874   93   8,537   16,504   Cash used in financing activities  (70,263)  (209,091)  Advantage Energy Ltd. - 101                                                                                                                                                                                   25. Commitments  At  December  31,  2023  Advantage  had  commitments  relating  to  building  operating  costs  of  $1.5  million,  processing  commitments  of  $45.7  million  and  transportation  commitments  of  $481.3  million.  The  estimated  remaining payments are as follows:  ($ millions)  Building operating cost (1)  Processing  Transportation  Total commitments  Total  1.5  45.7  498.0  545.2  2024  0.4  10.0  83.6  94.0  Payments due by period  2027  2026  0.3  0.4  7.0  7.0  54.4  66.2  61.7  73.6  2025  0.4  9.5  79.8  89.7  2028  ‐  7.0  29.9  36.9  Beyond  ‐  5.2  184.1  189.3  (4) Excludes fixed lease payments which are included in the Corporation’s lease liability. Advantage Energy Ltd. - 102       Forward‐Looking Information and Other Advisories   ADVISORY  This document contains certain forward‐looking statements and forward‐looking information (collectively, "forward‐ looking statements"), which are based on our current internal expectations, estimates, projections, assumptions and  beliefs. These forward‐looking statements relate to future events or our future performance. All statements other  than statements of historical fact may be forward‐looking statements. Forward‐looking statements are often, but  not  always,  identified  by  the  use  of  words  such  as  "seek",  "anticipate",  "plan",  "continue",  "estimate",  "expect",  "may", "will", "project", "predict", "potential", "targeting", "intend", "could", "might", "should", "believe", "would"  and similar or related expressions. These statements are not guarantees of future performance.  In  particular,  forward‐looking  statements  in  this  document  include,  but  are  not  limited  to,  statements  about  our  strategy,  plans,  objectives,  priorities  and  focus  and  the  benefits  to  be  derived  therefrom;  the  focus  of  the  Corporation's 2024 capital program; Advantage's expectations that it will be able to deliver its reduced capital level  without changing its production guidance or compromising its long‐term AFF per share focus; Advantage's focus on  growing adjusted funds flow per share while maintaining its net debt target; the Corporation's 2024 capital guidance  including  its  anticipated  cash  used  in  investing  activities,  total  average  production,  liquids  production  (%  of  total  average production), royalty rate, operating expense per boe, transportation expense per boe, G&A/finance expense  per boe and net debt; Advantage's expectations that it will be able to deliver its 2024 capital program with reduced  capital;  expectations  that  Advantage  will  continuously  review  its  capital  program  to  adjust  to  rapidly  changing  supply/demand dynamics in North America; the anticipated timing of when the first phase of the Progress gas plant  project will be commissioned; Advantage's ability to defer its 2024 discretionary investments and the anticipated  benefits  to  be  derived  therefrom;  Advantage's  anticipated  capital  spending  in  2024  and  2025  as  a  percentage  of  forecasted total AFF and the anticipated benefits to be derived therefrom; Advantage's three‐year plan of delivering  compounding AFF per share growth via careful capital allocation with anticipated annual spending between $220  million and $300 million and production growth capped at 10%; Advantage's expectations that all excess cash will be  returned  to  its  shareholders  via  share  buybacks;  the  anticipated  benefits  to  be  derived  from  CGF's  investment  structure in Entropy; 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 anticipated benefits to be derived from  Entropy's  strategic  investment  agreement  with  CGF,  including  the  CCO;  that  Advantage  will  continue  to  invest  in  additional  transportation  commitments  and  the  anticipated  benefits  to  be  derived  therefrom;  the  Corporation's  forecasted 2024 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; the Corporation's estimated tax  pools and its expectations that it will not be subject to cash taxes until calendar 2027; the anticipated capture rate  of the Glacier Gas Plant Phase 1a CCS and waste heat recovery project; that Entropy's modular technology will lower  corporate emissions; the Corporation's anticipated reductions in Scope 1 and 2 emissions; the anticipated timing of  when  construction  will  begin  on  Glacier  Phase  2  and  the  anticipated  benefits  to  be  derived  therefrom;  the  Corporation's expectations that its Valhalla asset will continue to play a pivotal role in the Corporation's liquids‐rich  gas development plan; 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  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   Advantage Energy Ltd. - 103 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  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  anticipated timing that such costs will be incurred; Entropy's business plan and the anticipated benefits 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 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 the Credit Facilities may not be renewed at each annual review; competition from other  producers; the risk that the Corporation's actual 2024 results may not be consistent with its 2024 guidance; the risk  that Advantage may not grow its adjusted funds flow per share while maintaining its net debt target; the risk that  Advantage may not continuously review its capital program to adjust to rapidly changing supply/demand dynamics  in North America; the risk that  the first phase of  the Progress  gas plant project  may not be  commissioned when  anticipated,  or  at  all;  the  risk  that  Advantage  may  not  defer  its  2024  discretionary  investments  in  the  event  of  downward pressure on futures pricing; the risk that Advantage's capital spending in 2024 and 2025 as a percentage  of  forecasted  total  AFF  may  not  be  consistent  with  its  expectations;  the  risk  that  Advantage  may  not  deliver  compounding AFF per share growth via careful capital allocation with anticipated annual spending between $220  million and $300 million and production growth capped at 10%; the risk that all of Advantage's excess cash may not  be returned to its shareholders via share buybacks; the risk that the Corporation's 2024 annual average production  may be less than anticipated; the risk that the Corporation may not deliver its 2024 capital program with reduced  capital; 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 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 agreements with Brookfield Renewables and CGF may not lead to the  results  anticipated;  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 may be subject to cash   Advantage Energy Ltd. - 104 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  taxes prior to calendar 2027; the risk that Entropy's modular technology may not lower corporate emissions; 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 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  2024  towards  the  Corporation’s  share  buyback  program;  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.sedarplus.ca  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; 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 document in order to provide shareholders with a more complete perspective on Advantage's future  operations and such information may not be appropriate for other purposes. Advantage’s actual results, performance  or achievement could differ materially from those expressed in, or implied by, these forward‐looking statements and,  accordingly, no assurance can be given that any of the events anticipated by the forward‐looking statements will  transpire or occur, or if any of them do so, what benefits that Advantage will derive there from. Readers are cautioned  that the foregoing lists of factors are not exhaustive. These forward‐looking statements are made as of the date of  this document and Advantage disclaims any intent or obligation to update publicly any forward‐looking statements,  whether as a result of new information, future events or results or otherwise, other than as required by applicable  securities laws.  The future acquisition by the Corporation of the Corporation's common shares pursuant to its share buyback program  (including through an NCIB), 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   Advantage Energy Ltd. - 105 Forward‐Looking Information and Other Advisories (continued)  of common shares of the Corporation that the Corporation will acquire pursuant to its share buyback program, if any,  in the future.  This  document  contains  information  that  may  be  considered  a  financial  outlook  under  applicable  securities  laws  about the Corporation's potential financial position, including, but not limited to: the Corporation's expectations that  all free cash flow will be allocated to its share buyback program; the Corporation's 2024 capital guidance including  its anticipated cash used in investing activities, royalty rate, operating expense per boe, transportation expense per  boe, G&A/finance expense per boe and net debt; Advantage's expectations that it will be able to deliver its 2024  capital program with reduced capital; Advantage's anticipated capital spending in 2024 and 2025 as a percentage of  forecasted total AFF and the anticipated benefits to be derived therefrom; Advantage's three‐year plan of delivering  compounding AFF per share growth via careful capital allocation with anticipated annual spending between $220  million  and  $300  million  and  production  growth  capped  at  10%;  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 estimated tax pools and its  expectations  that  it  will  not  be  subject  to  cash  taxes  until  calendar  2027;  the  Corporation's  commitments  and  contractual obligations and the anticipated payments in connection therewith and the anticipated timing thereof;  the anticipated undiscounted, uninflated cash flows required to settle the Corporation's decommissioning liability  and the anticipated timing that such costs will be incurred; 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 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. - 106                               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",  "net  asset  value  per  share",  "reserve  additions",  "reserves 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 this document, 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  2024  Advantage  considered  historical  drilling,  completion  and  production results for prior years and took into account the estimated impact on production of the Corporation’s  2024 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,  2023  (“Sproule  2023  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 reserve  information  as  required  under  NI  51‐101  are  included  in  our  Annual  Information  Form  which  is  available  at  www.sedarplus.ca  and  www.advantageog.com.  Advantage’s  year‐end  reserves  as  of  December  31,  2022  and  December 31, 2021 disclosed in this document were evaluated by Sproule in accordance with NI 51‐101 and the  COGE Handbook and using the IQRE average product price forecast effective December 31, 2022 and December 31,  2021, respectively. 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. It should not be assumed that the discounted future net  revenue estimated by Sproule and disclosed herein represents the fair market value of the reserves.   References to natural gas, crude oil and condensate and NGLs production in this 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 – Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities ("NI 51‐101").  Advantage Energy Ltd. - 107           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,  2023,  which  is  available  at  www.sedarplus.ca  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 and Development ("F&D") Cost per BOE  F&D cost per boe is a supplementary financial measure calculated based on adding net capital expenditures excluding  acquisitions and dispositions, and the net change in future development capital, divided by reserve additions for the  year from the Sproule 2023 and 2022 Reserves Report. Additionally, the Corporation discloses Three‐year average  F&D cost, which is calculated based on adding net capital expenditures excluding acquisitions and dispositions from  2023, 2022 and 2021, and the net change in FDC from 2023, 2022 and 2021, divided by reserve additions from 2023,  2022 and 2021 from the respective Sproule Reserve Reports.   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. Additionally, the Corporation discloses net asset value per  share,  which  is  determined  by  dividing  net  asset  value  by  the  basic  weighted  average  shares  outstanding  of  the  Corporation. Management believes that net asset value and net asset value per share assist 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.sedarplus.ca and the Corporation’s  website at www.advantageog.com. Such other information includes the annual information form, the management  information circular, press releases, material change reports, material contracts and agreements, and other financial  reports.  The  annual  information  form  will  be  of  particular  interest  for  current  and  potential  shareholders  as  it  discusses a variety of subject matter including the nature of the business, description of our operations, general and  recent business developments, risk factors, reserves data and other oil and gas information.  March 18, 2024  Advantage Energy Ltd. - 108                 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. - 109                                         Directors  Jill T. Angevine (1)(3)(4)  Stephen E. Balog(2)(4)  Michael Belenkie  Deirdre M. Choate(1)(2)(3)(4)   Donald M. Clague (1)(2)(3)(4)  Norman W. MacDonald(1)(2)(3)  Andy J. Mah(2)  Janine J. McArdle(1)(4)  Transfer Agent  Computershare Trust Company of Canada  Corporate Office  2200, 440 – 2nd Avenue SW  Calgary, Alberta T2P 5E9  (403) 718‐8000  Contact Us  (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  Toll free: 1‐866‐393‐0393  Email: ir@advantageog.com  Visit our website at www.advantageog.com  Toronto Stock Exchange Trading Symbol  Officers  AAV  Michael Belenkie, President and CEO  Craig Blackwood, CFO  Neil Bokenfohr, Senior Vice President  David Sterna, Vice President, Marketing and Commercial  John Quaife, Vice President, Finance                               Darren Tisdale, Vice President, Geosciences                     Geoff Keyser, Vice President, Corporate Development  Corporate Secretary  Jay P. Reid, Partner  Burnet, Duckworth and Palmer LLP  Auditors  PricewaterhouseCoopers LLP  Bankers  The Bank of Nova Scotia  National Bank of Canada  Royal Bank of Canada  Canadian Imperial Bank of Commerce  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. - 110       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. - 111     

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