EX-99.2 3 d263170dex992.htm EX-99.2 EX-99.2

Exhibit 99.2

Devon Energy First-Quarter 2023

Supplemental Tables

 

TABLE OF CONTENTS:    PAGE:  
Consolidated Statements of Earnings      2  
Supplemental Information for Consolidated Statements of Earnings      3  
Consolidated Balance Sheets      4  
Consolidated Statements of Cash Flows      5  
Production      6  
Capital Expenditures and Supplemental Information for Capital Expenditures      7  
Realized Pricing      8  
Asset Margins      9  
Core Earnings and EBITDAX      10  
Net Debt, Net Debt-to-EBITDAX, and Free Cash Flow      11  
Reinvestment Rate and Variable Dividend      12  

 

1

CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

(in millions, except per share amounts)    2023      2022  
     Quarter 1      Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Oil, gas and NGL sales

    $ 2,679      $ 3,139     $ 3,668     $ 4,100     $ 3,175  

Oil, gas and NGL derivatives (1)

      64        (53 )      248       (170 )      (683 ) 

Marketing and midstream revenues

      1,080        1,213       1,516       1,696       1,320  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total revenues

      3,823        4,299       5,432       5,626       3,812  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Production expenses (2)

      693        715       735       729       618  

Exploration expenses

      3        13       4       10       2  

Marketing and midstream expenses

      1,105        1,231       1,525       1,700       1,324  

Depreciation, depletion and amortization

      615        625       581       528       489  

Asset dispositions

      —          (29 )      —         (14 )      (1 ) 

General and administrative expenses

      106        122       95       84       94  

Financing costs, net (3)

      72        73       67       84       85  

Other, net

      5        (4 )      (40 )      10       (61 ) 
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total expenses

      2,599        2,746       2,967       3,131       2,550  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Earnings before income taxes

      1,224        1,553       2,465       2,495       1,262  

Income tax expense (4)

      221        349       565       557       267  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings

      1,003        1,204       1,900       1,938       995  

Net earnings attributable to noncontrolling interests

      8        3       7       6       6  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings attributable to Devon

    $ 995      $ 1,201     $ 1,893     $ 1,932     $ 989  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings per share:

            

Basic net earnings per share

    $ 1.53      $ 1.84     $ 2.89     $ 2.94     $ 1.48  

Diluted net earnings per share

    $ 1.53      $ 1.83     $ 2.88     $ 2.93     $ 1.48  

Weighted average common shares outstanding:

            

Basic

      651        653       655       658       663  

Diluted

      653        655       656       660       665  

 

2

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

(1) OIL, GAS AND NGL DERIVATIVES           
(in millions)    2023     2022  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Derivative cash settlements

    $ 13     $ (177 )    $ (363 )    $ (472 )    $ (344 ) 

Derivative valuation changes

      51       124       611       302       (339 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Oil, gas and NGL derivatives

    $ 64     $ (53 )    $ 248     $ (170 )    $ (683 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  
(2) PRODUCTION EXPENSES           
(in millions)    2023     2022  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Lease operating expense

    $ 327     $ 308     $ 284     $ 255     $ 224  

Gathering, processing & transportation

      166       178       177       177       161  

Production taxes

      175       210       252       278       214  

Property taxes

      25       19       22       19       19  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Production expenses

    $ 693     $ 715     $ 735     $ 729     $ 618  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  
(3) FINANCING COSTS, NET           
(in millions)    2023     2022  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Interest based on outstanding debt

    $ 93     $ 93     $ 92     $ 93     $ 92  

Interest income

      (17 )      (16 )      (19 )      (2 )      (1 ) 

Other

      (4 )      (4 )      (6 )      (7 )      (6 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Financing costs, net

    $ 72     $ 73     $ 67     $ 84     $ 85  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  
(4) INCOME TAX EXPENSE           
(in millions)    2023     2022  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Current expense

    $ 141     $ 84     $ 120     $ 252     $ 103  

Deferred expense

      80       265       445       305       164  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Income tax expense

    $ 221     $ 349     $ 565     $ 557     $ 267  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

3

CONSOLIDATED BALANCE SHEETS

 

 

(in millions)    March 31,
2023		     December 31,
2022		  

Current assets:

     

Cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 887     $ 1,454  

Accounts receivable

      1,615       1,767  

Inventory

      212       201  

Other current assets

      475       469  
  

 

 

    

 

 

  

Total current assets

      3,189       3,891  

Oil and gas property and equipment, based on successful efforts accounting, net

      16,932       16,567  

Other property and equipment, net

      1,583       1,539  
  

 

 

    

 

 

  

Total property and equipment, net

      18,515       18,106  

Goodwill

      753       753  

Right-of-use assets

      219       224  

Investments

      469       440  

Other long-term assets

      275       307  
  

 

 

    

 

 

  

Total assets

    $ 23,420     $ 23,721  
  

 

 

    

 

 

  

Current liabilities:

     

Accounts payable

    $ 935     $ 859  

Revenues and royalties payable

      1,266       1,506  

Short-term debt

      247       251  

Other current liabilities

      483       489  
  

 

 

    

 

 

  

Total current liabilities

      2,931       3,105  

Long-term debt

      6,175       6,189  

Lease liabilities

      256       257  

Asset retirement obligations

      546       511  

Other long-term liabilities

      866       900  

Deferred income taxes

      1,543       1,463  

Stockholders’ equity:

     

Common stock

      64       65  

Additional paid-in capital

      6,344       6,921  

Retained earnings

      4,712       4,297  

Accumulated other comprehensive loss

      (115 )      (116 ) 

Treasury stock

      (28 )      —    
  

 

 

    

 

 

  

Total stockholders’ equity attributable to Devon

      10,977       11,167  

Noncontrolling interests

      126       129  
  

 

 

    

 

 

  

Total equity

      11,103       11,296  
  

 

 

    

 

 

  

Total liabilities and equity

    $ 23,420     $ 23,721  
  

 

 

    

 

 

  

Common shares outstanding

      645       653  

 

4

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

 

 

(in millions)    2023     2022  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Cash flows from operating activities:

           

Net earnings

    $ 1,003     $ 1,204     $ 1,900     $ 1,938     $ 995  

Adjustments to reconcile net earnings to net cash from operating activities:

           

Depreciation, depletion and amortization

      615       625       581       528       489  

Leasehold impairments

      —         2       2       7       1  

Amortization of liabilities

      (7 )      (8 )      (8 )      (9 )      (6 ) 

Total (gains) losses on commodity derivatives

      (64 )      53       (248 )      170       683  

Cash settlements on commodity derivatives

      13       (177 )      (363 )      (472 )      (344 ) 

Gains on asset dispositions

      —         (29 )      —         (14 )      (1 ) 

Deferred income tax expense

      80       265       445       305       164  

Share-based compensation

      23       23       22       23       20  

Other

      2       (1 )      8       4       (21 ) 

Changes in assets and liabilities, net

      12       (46 )      (235 )      198       (143 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from operating activities

      1,677       1,911       2,104       2,678       1,837  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from investing activities:

           

Capital expenditures

      (1,012 )      (804 )      (628 )      (573 )      (537 ) 

Acquisitions of property and equipment

      (13 )      (17 )      (2,465 )      (100 )      (1 ) 

Divestitures of property and equipment

      21       —         4       9       26  

Distributions from investments

      8       9       7       15       8  

Contributions to investments

      (37 )      (17 )      (16 )      (21 )      (22 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from investing activities

      (1,033 )      (829 )      (3,098 )      (670 )      (526 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from financing activities:

           

Repurchases of common stock

      (517 )      (57 )      (126 )      (324 )      (211 ) 

Dividends paid on common stock

      (596 )      (875 )      (1,007 )      (830 )      (667 ) 

Distributions to noncontrolling interests

      (11 )      (8 )      (9 )      (5 )      (8 ) 

Shares exchanged for tax withholdings and other

      (87 )      —         (1 )      (12 )      (73 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from financing activities

      (1,211 )      (940 )      (1,143 )      (1,171 )      (959 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Effect of exchange rate changes on cash

      —         2       (10 )      (5 )      2  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net change in cash, cash equivalents and restricted cash

      (567 )      144       (2,147 )      832       354  

Cash, cash equivalents and restricted cash at beginning of period

      1,454       1,310       3,457       2,625       2,271  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash, cash equivalents and restricted cash at end of period

    $ 887     $ 1,454     $ 1,310     $ 3,457     $ 2,625  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reconciliation of cash, cash equivalents and restricted cash:

           

Cash and cash equivalents

    $ 761     $ 1,314     $ 1,166     $ 3,300     $ 2,459  

Restricted cash

      126       140       144       157       166  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 887     $ 1,454     $ 1,310     $ 3,457     $ 2,625  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

5

PRODUCTION

 

 

     2023      2022  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Oil (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      211        201        210        222        209  

Eagle Ford

      40        42        19        19        17  

Anadarko Basin

      15        15        13        14        14  

Williston Basin

      36        37        35        27        32  

Powder River Basin

      14        16        13        14        12  

Other

      4        5        4        4        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      320        316        294        300        288  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Natural gas liquids (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      97        101        108        111        92  

Eagle Ford

      15        12        9        9        9  

Anadarko Basin

      26        23        27        25        25  

Williston Basin

      8        9        8        9        8  

Powder River Basin

      2        3        2        2        2  

Other

      1        —        —        —        —  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      149        148        154        156        136  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Gas (MMcf/d)

               

Delaware Basin

      640        626        623        618        561  

Eagle Ford

      82        84        63        60        61  

Anadarko Basin

      237        238        224        212        210  

Williston Basin

      54        64        71        52        54  

Powder River Basin

      16        21        18        18        19  

Other

      1        1        1        1        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      1,030        1,034        1,000        961        906  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

               

Delaware Basin

      415        407        421        436        394  

Eagle Ford

      68        68        39        38        36  

Anadarko Basin

      81        77        77        74        75  

Williston Basin

      53        57        55        45        48  

Powder River Basin

      19        22        18        19        18  

Other

      5        5        4        4        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      641        636        614        616        575  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

6

CAPITAL EXPENDITURES

 

 

(in millions)    2023      2022  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

    $ 572      $ 518      $ 444      $ 374      $ 413  

Eagle Ford

      188        160        38        37        27  

Anadarko Basin

      66        59        55        42        16  

Williston Basin

      73        90        57        21        17  

Powder River Basin

      32        46        44        37        27  

Other

      2        1        1        2        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total upstream capital

    $ 933      $ 874      $ 639      $ 513      $ 501  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Carbon capital

      27        20        27        22        16  

Midstream and Corporate

      28        28        22        32        46  

Acquisitions (1)

      13        13        2,534        13        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 1,001      $ 935      $ 3,222      $ 580      $ 564  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

(1)

Q3 2022 includes $2,532 million related to Validus and RimRock acquisitions.

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CAPITAL EXPENDITURES

 

 

GROSS OPERATED SPUDS                                   
     2023      2022  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      60        60        50        46        59  

Eagle Ford

      23        31        7        4        11  

Anadarko Basin

      19        8        13        14        13  

Williston Basin

      6        9        10        5        —  

Powder River Basin

      3        4        6        1        —  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      111        112        86        70        83  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

GROSS OPERATED WELLS TIED-IN

 

     2023      2022  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      42        55        59        52        52  

Eagle Ford

      26        28        8        14        8  

Anadarko Basin

      7        23        13        1        —    

Williston Basin

      17        5        14        —          —    

Powder River Basin

      5        3        9        —          4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      97        114        103        67        64  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

AVERAGE LATERAL LENGTH

(based on wells tied-in)    2023      2022  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      9,900’        9,600’        10,900’        9,100’        8,900’  

Eagle Ford

      6,700’        6,500’        7,800’        5,800’        7,500’  

Anadarko Basin

      9,300’        8,700’        9,500’        10,100’        —    

Williston Basin

      11,500’        9,900’        10,500’        —          —    

Powder River Basin

      10,700’        9,600’        11,800’        —          10,400’  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      9,300’        8,700’        10,500’        8,400’        8,800’  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

7

REALIZED PRICING

 

BENCHMARK PRICES

(average prices)    2023      2022  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Oil ($/Bbl) - West Texas Intermediate (Cushing)

    $ 76.17      $ 82.53      $ 91.87      $ 108.70      $ 94.45  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 3.44      $ 6.26      $ 8.20      $ 7.17      $ 4.96  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 29.48      $ 30.46      $ 39.67      $ 46.44      $ 43.99  

REALIZED PRICES

 

     2023     2022  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Oil (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 74.43     $ 82.48     $ 93.60     $ 109.05     $ 93.12  

Eagle Ford

      74.06       83.23       91.53       109.77       94.51  

Anadarko Basin

      74.14       82.57       91.42       108.15       92.70  

Williston Basin

      74.09       81.05       91.30       109.85       90.87  

Powder River Basin

      74.30       81.29       91.33       104.75       92.69  

Realized price without hedges

      74.32       82.31       92.98       108.93       92.94  

Cash settlements

      (0.10 )      (4.87 )      (8.60 )      (13.13 )      (11.32 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 74.22     $ 77.44     $ 84.38     $ 95.80     $ 81.62  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Natural gas liquids (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 23.72     $ 23.68     $ 34.37     $ 40.75     $ 38.43  

Eagle Ford

      26.18       29.06       35.55       41.98       39.68  

Anadarko Basin

      27.88       29.58       35.52       41.64       38.38  

Williston Basin

      8.97       7.97       25.41       23.88       20.71  

Powder River Basin

      35.72       34.91       44.85       55.62       52.49  

Realized price without hedges

      24.12       24.32       34.44       40.28       37.76  

Cash settlements

      —       —       —       —       —  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 24.12     $ 24.32     $ 34.44     $ 40.28     $ 37.76  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Gas (Per Mcf)

           

Delaware Basin

    $ 1.90     $ 4.30     $ 7.06     $ 6.41     $ 3.83  

Eagle Ford

      2.99       5.02       7.53       7.10       4.91  

Anadarko Basin

      3.14       5.37       8.89       7.11       4.00  

Williston Basin

      1.57       0.44       3.23       1.56       0.74  

Powder River Basin

      4.25       5.57       8.23       7.93       4.24  

Realized price without hedges

      2.29       4.39       7.25       6.37       3.77  

Cash settlements

      0.18       (0.38 )      (1.42 )      (1.31 )      (0.62 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 2.47     $ 4.01     $ 5.83     $ 5.06     $ 3.15  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total oil equivalent (Per Boe)

           

Delaware Basin

    $ 46.35     $ 53.34     $ 65.80     $ 75.02     $ 63.75  

Eagle Ford

      52.81       62.92       65.49       75.07       62.74  

Anadarko Basin

      32.16       41.25       53.72       54.46       42.08  

Williston Basin

      52.94       54.51       66.65       73.15       63.31  

Powder River Basin

      63.01       67.59       78.58       89.84       75.75  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      46.44       53.66       64.89       73.13       61.40  

Cash settlements

      0.22       (3.04 )      (6.41 )      (8.43 )      (6.65 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 46.66     $ 50.62     $ 58.48     $ 64.70     $ 54.75  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

8

ASSET MARGINS

 

 

BENCHMARK PRICES

               
(average prices)    2023      2022  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Oil ($/Bbl) - West Texas Intermediate (Cushing)

    $ 76.17      $ 82.53      $ 91.87      $ 108.70      $ 94.45  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 3.44      $ 6.26      $ 8.20      $ 7.17      $ 4.96  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 29.48      $ 30.46      $ 39.67      $ 46.44      $ 43.99  

PER-UNIT CASH MARGIN BY ASSET (per Boe)

 

     2023     2022  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Delaware Basin

           

Realized price

    $ 46.35     $ 53.34     $ 65.80     $ 75.02     $ 63.75  

Lease operating expenses

      (4.58 )      (4.55 )      (4.39 )      (3.98 )      (3.79 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.63 )      (2.52 )      (2.40 )      (2.37 )      (2.32 ) 

Production & property taxes

      (3.43 )      (3.89 )      (4.81 )      (5.35 )      (4.65 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 35.71     $ 42.38     $ 54.20     $ 63.32     $ 52.99  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Eagle Ford

           

Realized price

    $ 52.81     $ 62.92     $ 65.49     $ 75.07     $ 62.74  

Lease operating expenses

      (6.32 )      (5.63 )      (4.94 )      (4.98 )      (4.63 ) 

Gathering, processing & transportation

      (1.49 )      (3.08 )      (4.94 )      (6.39 )      (5.67 ) 

Production & property taxes

      (3.25 )      (2.97 )      (3.79 )      (3.99 )      (3.52 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 41.75     $ 51.24     $ 51.82     $ 59.71     $ 48.92  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Anadarko Basin

           

Realized price

    $ 32.16     $ 41.25     $ 53.72     $ 54.46     $ 42.08  

Lease operating expenses

      (3.41 )      (3.59 )      (3.46 )      (3.49 )      (2.75 ) 

Gathering, processing & transportation

      (5.93 )      (6.84 )      (6.91 )      (6.65 )      (6.67 ) 

Production & property taxes

      (1.73 )      (2.29 )      (3.26 )      (3.17 )      (2.35 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 21.09     $ 28.53     $ 40.09     $ 41.15     $ 30.31  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Williston Basin

           

Realized price

    $ 52.94     $ 54.51     $ 66.65     $ 73.15     $ 63.31  

Lease operating expenses

      (13.25 )      (9.93 )      (9.97 )      (9.40 )      (7.67 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.19 )      (1.92 )      (2.40 )      (2.44 )      (2.32 ) 

Production & property taxes

      (4.85 )      (5.64 )      (6.33 )      (6.75 )      (5.67 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 32.65     $ 37.02     $ 47.95     $ 54.56     $ 47.65  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Powder River Basin

           

Realized price

    $ 63.01     $ 67.59     $ 78.58     $ 89.84     $ 75.75  

Lease operating expenses

      (11.07 )      (7.15 )      (7.03 )      (7.04 )      (9.01 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.73 )      (2.98 )      (3.24 )      (3.50 )      (3.19 ) 

Production & property taxes

      (7.78 )      (8.13 )      (9.50 )      (10.89 )      (9.23 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 41.43     $ 49.33     $ 58.81     $ 68.41     $ 54.32  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Devon - Total

           

Realized price

    $ 46.44     $ 53.66     $ 64.89     $ 73.13     $ 61.40  

Lease operating expenses

      (5.67 )      (5.26 )      (5.02 )      (4.56 )      (4.33 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.88 )      (3.05 )      (3.13 )      (3.15 )      (3.11 ) 

Production & property taxes

      (3.47 )      (3.91 )      (4.84 )      (5.30 )      (4.51 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 34.42     $ 41.44     $ 51.90     $ 60.12     $ 49.45  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

9

NON-GAAP MEASURES

 

(all monetary values in millions, except per share amounts)

Devon’s earnings materials include non-GAAP financial measures. These non-GAAP measures are not alternatives to GAAP measures, and you should not consider these non-GAAP measures in isolation or as a substitute for analysis of our results as reported under GAAP. Below is additional disclosure regarding each of the non-GAAP measures used in the earnings materials, including reconciliations to their most directly comparable GAAP measure.

The earnings materials may include forward-looking non-GAAP measures. The company is unable to provide reconciliations of these forward-looking non-GAAP measures, because components of the calculations are inherently unpredictable, such as changes to current assets and liabilities, the timing of changes in capital accruals, unknown future events and estimating certain future GAAP measures. The inability to reliably quantify certain components of the calculation would significantly affect the usefulness and accuracy of a reconciliation.

CORE EARNINGS

Devon’s reported net earnings include items of income and expense that are typically excluded by securities analysts in their published estimates of the company’s financial results. Accordingly, the company also uses the measures of core earnings and core earnings per share attributable to Devon. Devon believes these non-GAAP measures facilitate comparisons of its performance to earnings estimates published by securities analysts. Devon also believes these non-GAAP measures can facilitate comparisons of its performance between periods and to the performance of its peers. The following table summarizes the effects of these items on first- quarter 2023 earnings.

 

     Quarter Ended March 31, 2023  
     Before-tax      After-tax      After NCI      Per Diluted
Share		  

Total

            

Earnings (GAAP)

    $ 1,224      $ 1,003      $ 995      $ 1.53  

Adjustments:

            

Deferred tax asset valuation allowance

      —          (3 )       (3 )       (0.01 ) 

Fair value changes in financial instruments

      (53 )       (40 )       (40 )       (0.06 ) 
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Core earnings (Non-GAAP)

    $ 1,171      $ 960      $ 952      $ 1.46  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

EBITDAX

Devon believes EBITDAX provides information useful in assessing operating and financial performance across periods. Devon computes EBITDAX as net earnings before financing costs, net; income tax expense; exploration expenses; depreciation, depletion and amortization; asset disposition gains and losses; non-cash share-based compensation; non-cash valuation changes for derivatives and financial instruments; accretion on discounted liabilities; and other items not related to normal operations. EBITDAX as defined by Devon may not be comparable to similarly titled measures used by other companies.

 

     Q1 ‘23     Q4 ‘22     Q3 ‘22     Q2 ‘22     TTM     Q1 ‘22  

Net earnings (GAAP)

    $ 1,003     $ 1,204     $ 1,900     $ 1,938     $ 6,045     $ 995  

Financing costs, net

      72       73       67       84       296       85  

Income tax expense

      221       349       565       557       1,692       267  

Exploration expenses

      3       13       4       10       30       2  

Depreciation, depletion and amortization

      615       625       581       528       2,349       489  

Asset dispositions

      —         (29 )      —         (14 )      (43 )      (1 ) 

Share-based compensation

      23       23       22       22       90       20  

Derivative & financial instrument non-cash val. changes

      (51 )      (122 )      (613 )      (302 )      (1,088 )      339  

Accretion on discounted liabilities and other

      5       (6 )      (38 )      10       (29 )      (61 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

EBITDAX (Non-GAAP)

    $ 1,891     $ 2,130     $ 2,488     $ 2,833     $ 9,342     $ 2,135  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

10

NET DEBT

Devon defines net debt as debt (includes short-term and long-term debt) less cash, cash equivalents and cash restricted for discontinued operations. Devon believes that netting these sources of cash against debt provides a clearer picture of the future demands on cash from Devon to repay debt.

 

     Mar. 31, 2023     Dec. 31, 2022     Sep. 30, 2022     Jun. 30, 2022     Mar. 31, 2022  

Total debt (GAAP)

    $ 6,422     $ 6,440     $ 6,451     $ 6,461     $ 6,471  

Less:

           

Cash, cash equivalents and restricted cash

      (887 )      (1,454 )      (1,310 )      (3,457 )      (2,625 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 5,535     $ 4,986     $ 5,141     $ 3,004     $ 3,846  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

NET DEBT-TO-EBITDAX

Devon defines net debt-to-EBITDAX as net debt divided by an annualized EBITDAX measure. Devon believes this ratio provides information useful to investors in assessing the company’s credit position and debt leverage.    

 

     Mar. 31, 2023      Dec. 31, 2022      Sep. 30, 2022      Jun. 30, 2022      Mar. 31, 2022  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 5,535      $ 4,986      $ 5,141      $ 3,004      $ 3,846  

EBITDAX (Non-GAAP) (1)

    $ 9,342      $ 9,586      $ 9,267      $ 8,413      $ 6,781  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Net debt-to-EBITDAX (Non-GAAP)

      0.6        0.5        0.6        0.4        0.6  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

(1)

EBITDAX is an annualized measure using a trailing twelve-month calculation.

FREE CASH FLOW

Devon defines free cash flow as total operating cash flow less capital expenditures. Devon believes free cash flow provides a useful measure of available cash generated by operating activities for other investing and financing activities.

 

     Quarter Ended
Mar. 31, 2023		     Quarter Ended
Dec. 31, 2022		     Quarter Ended
Sep. 30, 2022		     Quarter Ended
Jun. 30, 2022		     Quarter Ended
Mar. 31, 2022		  

Total operating cash flow (GAAP)

    $ 1,677     $ 1,911     $ 2,104     $ 2,678     $ 1,837  

Less capital expenditures:

      (1,012 )      (804 )      (628 )      (573 )      (537 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Free cash flow (Non-GAAP)

    $ 665     $ 1,107     $ 1,476     $ 2,105     $ 1,300  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

11

REINVESTMENT RATE

Devon defines reinvestment rate as accrued capital expenditures (excluding acquisitions) divided by operating cash flow. Devon believes this measure provides useful information to our investors as an indicator of the capital demands of our business relative to the cash flow generated from normal business operations.

 

     Quarter Ended
Mar. 31, 2023		     Year Ended
Dec. 31, 2022		  

Capital expenditures (excludes acquisitions)

    $ 988     $ 2,740  

Operating cash flow

    $ 1,677     $ 8,530  
  

 

 

    

 

 

  

Reinvestment rate (Non-GAAP)

      59 %      32 % 
  

 

 

    

 

 

  

VARIABLE DIVIDEND

Devon may pay a variable dividend of up to 50 percent of its excess cash flow. Each quarter’s excess cash flow is computed as adjusted cash flow less capital expenditures and the fixed dividend.

 

     Quarter Ended
Mar. 31, 2023		  

Operating cash flow (GAAP)

    $ 1,677  

Changes in assets and liabilities, net

      (12 ) 
  

 

 

  

Adjusted cash flow (Non-GAAP)

      1,665  

Capital expenditures (Accrued)

      (1,001 ) 
  

 

 

  

Adjusted free cash flow (Non-GAAP)

      664  

Fixed quarterly dividend

      (133 ) 
  

 

 

  

Excess free cash flow (Non-GAAP)

    $ 531  

~50% Pay out (Board Discretion: Up to 50%)

      50 % 
  

 

 

  

~50% of excess free cash flow

      264  

Contingent proceeds (Barnett and Wind River)

      69  
  

 

 

  

Total variable dividend

    $ 333  
  

 

 

  

 

12

SECOND-QUARTER AND FULL-YEAR 2023 GUIDANCE    LOGO

 

PRODUCTION GUIDANCE

 

     Quarter 2      Full Year  
     Low      High      Low      High  

Oil (MBbls/d)

      316        324        320        326  

Natural gas liquids (MBbls/d)

      159        165        156        162  

Gas (MMcf/d)

      1,010        1,050        1,000        1,050  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

      643        664        643        663  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

CAPITAL EXPENDITURES GUIDANCE

 

     Quarter 2      Full Year  
(in millions)    Low      High      Low      High  

Upstream capital

    $ 920      $ 980      $ 3,440      $ 3,560  

Carbon capital

      25        35        80        120  

Midstream & other capital

      20        30        80        120  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 965      $ 1,045      $ 3,600      $ 3,800  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

PRICE REALIZATIONS GUIDANCE

 

     Quarter 2     Full Year  
     Low     High     Low     High  

Oil - % of WTI

      95 %      100 %      95 %      100 % 

NGL - % of WTI

      25 %      35 %      25 %      35 % 

Natural gas - % of Henry Hub

      60 %      70 %      60 %      75 % 

OTHER GUIDANCE ITEMS

 

     Quarter 2     Full Year  
($ millions, except Boe and %)    Low     High     Low     High  

Marketing & midstream operating profit

    $ (15 )    $ (5 )    $ (60 )    $ (50 ) 

LOE & GP&T per BOE

    $ 8.65     $ 8.95     $ 8.30     $ 8.80  

Production & property taxes as % of upstream sales

      7.0 %      8.0 %      7.0 %      8.0 % 

Exploration expenses

    $ —       $ 5     $ 5     $ 15  

Depreciation, depletion and amortization

    $ 620     $ 660     $ 2,500     $ 2,600  

General & administrative expenses

    $ 95     $ 105     $ 390     $ 410  

Net financing costs, net

    $ 75     $ 85     $ 290     $ 310  

Other expenses

    $ —       $ 5     $ —       $ 20  

INCOME TAX GUIDANCE

 

(% of pre-tax earnings)    Quarter 2     Full Year  

Current income tax rate

      15 %      15 % 

Deferred income tax rate

      7 %      7 % 
  

 

 

    

 

 

  

Total income tax rate

      22 %      22 % 
  

 

 

    

 

 

  

 

1

CONTINGENT PAYMENTS FOR BARNETT SHALE DIVESTITURE (2 more years through 2024)    LOGO

 

 

WTI Threshold

      WTI Annual Earnout Amount      Henry Hub Threshold      Henry Hub Annual Earnout
Amount		  
$ 50.00      $ 10,000,000      $ 2.75      $ 20,000,000  
$ 55.00      $ 12,500,000      $ 3.00      $ 25,000,000  
$ 60.00      $ 15,000,000      $ 3.25      $ 35,000,000  
$ 65.00      $ 20,000,000      $ 3.50      $ 45,000,000  

2023 & 2024 HEDGING POSITIONS

 

Oil Commodity Hedges

 

     Price Swaps      Price Collars  

Period

    Volume (Bbls/d)      Weighted
Average Price
($/Bbl)		      Volume
(Bbls/d)		      Weighted
Average Floor
Price ($/Bbl)		      Weighted
Average Ceiling
Price ($/Bbl)		  

Q2 2023

      —        $ —          84,500      $ 69.41      $ 94.84  

Q3 2023

      —        $ —          84,500      $ 69.41      $ 94.84  

Q4 2023

      —        $ —          81,000      $ 69.63      $ 94.29  

Q1-Q4 2024

      —        $ —          20,486      $ 60.00      $ 86.09  

Oil Basis Swaps

 

Period

   

Index

    Volume (Bbls/d)      Weighted Average
Differential to WTI
($/Bbl)		  

Q2 2023

    Midland Sweet      25,000      $ 0.90  

Q3-Q4 2023

    Midland Sweet      66,500      $ 1.11  

Q1-Q4 2024

    Midland Sweet      61,500      $ 1.17  

Natural Gas Commodity Hedges - Henry Hub

 

     Price Swaps      Price Collars  

Period

    Volume (MMBtu/d)      Weighted
Average Price
($/MMBtu)		      Volume
(MMBtu/d)		      Weighted
Average Floor
Price ($/MMBtu)		      Weighted
Average Ceiling
Price
($/MMBtu)		  

Q2 2023

      64,000      $ 3.35        220,000      $ 3.60      $ 7.00  

Q3 2023

      72,000      $ 3.29        195,000      $ 3.61      $ 7.29  

Q4 2023

      72,000      $ 3.29        147,000      $ 3.67      $ 7.62  

Q1-Q4 2024

      58,426      $ 3.29        40,527      $ 3.78      $ 7.05  

Natural Gas Basis Swaps

 

Period

   

Index

    Volume (MMBtu/d)      Weighted Average
Differential to Henry
Hub ($/MMBtu)		  

Q2 2023

    El Paso Permian      135,000      $ (1.59 ) 

Q3 - Q4 2023

    El Paso Permian      145,000      $ (1.58 ) 

Q2 - Q4 2023

    Houston Ship Channel      140,000      $ (0.19 ) 

Q2 - Q4 2023

    WAHA      70,000      $ (0.51 ) 

Q1-Q4 2024

    El Paso Permian      19,945      $ (0.92 ) 

Q1-Q4 2024

    Houston Ship Channel      30,000      $ (0.32 ) 

Q1-Q4 2024

    WAHA      44,973      $ (0.58 ) 

Devon’s oil derivatives settle against the average of the prompt month NYMEX West Texas Intermediate futures price. Devon’s natural gas derivatives settle against the Inside FERC end of the month NYMEX index. Commodity hedge positions are shown as of April 28, 2023.

 

2