EX-99.2 3 d514590dex992.htm EX-99.2 EX-99.2

Exhibit 99.2

Devon Energy Second-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

      10  

EBITDAX, 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 2     Quarter 1      Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2  

Oil, gas and NGL sales

    $ 2,493     $ 2,679      $ 3,139     $ 3,668     $ 4,100  

Oil, gas and NGL derivatives (1)

      (76 )      64        (53 )      248       (170 ) 

Marketing and midstream revenues

      1,037       1,080        1,213       1,516       1,696  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total revenues

      3,454       3,823        4,299       5,432       5,626  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Production expenses (2)

      719       693        715       735       729  

Exploration expenses

      10       3        13       4       10  

Marketing and midstream expenses

      1,051       1,105        1,231       1,525       1,700  

Depreciation, depletion and amortization

      638       615        625       581       528  

Asset dispositions

      (41 )      —          (29 )      —         (14 ) 

General and administrative expenses

      92       106        122       95       84  

Financing costs, net (3)

      78       72        73       67       84  

Other, net

      10       5        (4 )      (40 )      10  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total expenses

      2,557       2,599        2,746       2,967       3,131  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Earnings before income taxes

      897       1,224        1,553       2,465       2,495  

Income tax expense (4)

      199       221        349       565       557  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings

      698       1,003        1,204       1,900       1,938  

Net earnings attributable to noncontrolling interests

      8       8        3       7       6  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings attributable to Devon

    $ 690     $ 995      $ 1,201     $ 1,893     $ 1,932  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings per share:

            

Basic net earnings per share

    $ 1.08     $ 1.53      $ 1.84     $ 2.89     $ 2.94  

Diluted net earnings per share

    $ 1.07     $ 1.53      $ 1.83     $ 2.88     $ 2.93  

Weighted average common shares outstanding:

            

Basic

      642       651        653       655       658  

Diluted

      643       653        655       656       660  

 

2

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

(1) OIL, GAS AND NGL DERIVATIVES

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

Derivative cash settlements

    $ 37     $ 13     $ (177 )    $ (363 )    $ (472 ) 

Derivative valuation changes

      (113 )      51       124       611       302  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Oil, gas and NGL derivatives

    $ (76 )    $ 64     $ (53 )    $ 248     $ (170 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

(2) PRODUCTION EXPENSES

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

Lease operating expense

    $ 353     $ 327     $ 308     $ 284     $ 255  

Gathering, processing & transportation

      177       166       178       177       177  

Production taxes

      165       175       210       252       278  

Property taxes

      24       25       19       22       19  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Production expenses

    $ 719     $ 693     $ 715     $ 735     $ 729  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

(3) FINANCING COSTS, NET

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

Interest based on outstanding debt

    $ 96     $ 93     $ 93     $ 92     $ 93  

Interest income

      (15 )      (17 )      (16 )      (19 )      (2 ) 

Other

      (3 )      (4 )      (4 )      (6 )      (7 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Financing costs, net

    $ 78     $ 72     $ 73     $ 67     $ 84  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

(4) INCOME TAX EXPENSE

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

Current expense

    $ 80     $ 141     $ 84     $ 120     $ 252  

Deferred expense

      119       80       265       445       305  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Income tax expense

    $ 199     $ 221     $ 349     $ 565     $ 557  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

3

CONSOLIDATED BALANCE SHEETS

 

 

(in millions)    June 30,
2023		     December 31,
2022		  

Current assets:

     

Cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 488     $ 1,454  

Accounts receivable

      1,519       1,767  

Inventory

      201       201  

Other current assets

      397       469  
  

 

 

    

 

 

  

Total current assets

      2,605       3,891  

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

      17,317       16,567  

Other property and equipment, net

      1,446       1,539  
  

 

 

    

 

 

  

Total property and equipment, net

      18,763       18,106  

Goodwill

      753       753  

Right-of-use assets

      266       224  

Investments

      675       440  

Other long-term assets

      293       307  
  

 

 

    

 

 

  

Total assets

    $ 23,355     $ 23,721  
  

 

 

    

 

 

  

Current liabilities:

     

Accounts payable

    $ 843     $ 859  

Revenues and royalties payable

      1,199       1,506  

Short-term debt

      244       251  

Other current liabilities

      383       489  
  

 

 

    

 

 

  

Total current liabilities

      2,669       3,105  

Long-term debt

      6,169       6,189  

Lease liabilities

      299       257  

Asset retirement obligations

      548       511  

Other long-term liabilities

      858       900  

Deferred income taxes

      1,662       1,463  

Stockholders’ equity:

     

Common stock

      64       65  

Additional paid-in capital

      6,131       6,921  

Retained earnings

      4,940       4,297  

Accumulated other comprehensive loss

      (114 )      (116 ) 
  

 

 

    

 

 

  

Total stockholders’ equity attributable to Devon

      11,021       11,167  

Noncontrolling interests

      129       129  
  

 

 

    

 

 

  

Total equity

      11,150       11,296  
  

 

 

    

 

 

  

Total liabilities and equity

    $ 23,355     $ 23,721  
  

 

 

    

 

 

  

Common shares outstanding

      641       653  

 

4

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

 

 

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

Cash flows from operating activities:

           

Net earnings

    $ 698     $ 1,003     $ 1,204     $ 1,900     $ 1,938  

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

           

Depreciation, depletion and amortization

      638       615       625       581       528  

Leasehold impairments

      3       —         2       2       7  

Amortization of liabilities

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

Total (gains) losses on commodity derivatives

      76       (64 )      53       (248 )      170  

Cash settlements on commodity derivatives

      37       13       (177 )      (363 )      (472 ) 

Gains on asset dispositions

      (41 )      —         (29 )      —         (14 ) 

Deferred income tax expense

      119       80       265       445       305  

Share-based compensation

      25       23       23       22       23  

Other

      (2 )      2       (1 )      8       4  

Changes in assets and liabilities, net

      (140 )      12       (46 )      (235 )      198  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from operating activities

      1,405       1,677       1,911       2,104       2,678  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from investing activities:

           

Capital expenditures

      (1,079 )      (1,012 )      (804 )      (628 )      (573 ) 

Acquisitions of property and equipment

      (18 )      (13 )      (17 )      (2,465 )      (100 ) 

Divestitures of property and equipment

      1       21       —         4       9  

Distributions from investments

      9       8       9       7       15  

Contributions to investments and other

      (15 )      (37 )      (17 )      (16 )      (21 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from investing activities

      (1,102 )      (1,033 )      (829 )      (3,098 )      (670 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from financing activities:

           

Repurchases of common stock

      (228 )      (517 )      (57 )      (126 )      (324 ) 

Dividends paid on common stock

      (462 )      (596 )      (875 )      (1,007 )      (830 ) 

Contributions from noncontrolling interests

      8       —         —         —         —    

Distributions to noncontrolling interests

      (13 )      (11 )      (8 )      (9 )      (5 ) 

Shares exchanged for tax withholdings and other

      (9 )      (87 )      —         (1 )      (12 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from financing activities

      (704 )      (1,211 )      (940 )      (1,143 )      (1,171 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Effect of exchange rate changes on cash

      2       —         2       (10 )      (5 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net change in cash, cash equivalents and restricted cash

      (399 )      (567 )      144       (2,147 )      832  

Cash, cash equivalents and restricted cash at beginning of period

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

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash, cash equivalents and restricted cash at end of period

    $ 488     $ 887     $ 1,454     $ 1,310     $ 3,457  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reconciliation of cash, cash equivalents and restricted cash:

           

Cash and cash equivalents

    $ 372     $ 761     $ 1,314     $ 1,166     $ 3,300  

Restricted cash

      116       126       140       144       157  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 488     $ 887     $ 1,454     $ 1,310     $ 3,457  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

5

PRODUCTION

 

 

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

Oil (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      209        211        201        210        222  

Eagle Ford

      45        40        42        19        19  

Anadarko Basin

      15        15        15        13        14  

Williston Basin

      36        36        37        35        27  

Powder River Basin

      14        14        16        13        14  

Other

      4        4        5        4        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      323        320        316        294        300  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Natural gas liquids (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      105        97        101        108        111  

Eagle Ford

      16        15        12        9        9  

Anadarko Basin

      31        26        23        27        25  

Williston Basin

      9        8        9        8        9  

Powder River Basin

      2        2        3        2        2  

Other

      1        1        —        —        —  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      164        149        148        154        156  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Gas (MMcf/d)

               

Delaware Basin

      636        640        626        623        618  

Eagle Ford

      86        82        84        63        60  

Anadarko Basin

      254        237        238        224        212  

Williston Basin

      59        54        64        71        52  

Powder River Basin

      18        16        21        18        18  

Other

      1        1        1        1        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      1,054        1,030        1,034        1,000        961  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

               

Delaware Basin

      420        415        407        421        436  

Eagle Ford

      74        68        68        39        38  

Anadarko Basin

      89        81        77        77        74  

Williston Basin

      56        53        57        55        45  

Powder River Basin

      19        19        22        18        19  

Other

      4        5        5        4        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      662        641        636        614        616  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

6

CAPITAL EXPENDITURES

 

 

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

Delaware Basin

    $ 583      $ 572      $ 518      $ 444      $ 374  

Eagle Ford

      179        188        160        38        37  

Anadarko Basin

      67        66        59        55        42  

Williston Basin

      89        73        90        57        21  

Powder River Basin

      39        32        46        44        37  

Other

      1        2        1        1        2  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total upstream capital

    $ 958      $ 933      $ 874      $ 639      $ 513  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Carbon capital

      30        27        20        27        22  

Midstream and Corporate

      30        28        28        22        32  

Acquisitions (1)

      18        13        13        2,534        13  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 1,036      $ 1,001      $ 935      $ 3,222      $ 580  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

(1)

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

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CAPITAL EXPENDITURES

 

 

GROSS OPERATED SPUDS

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

Delaware Basin

      65        60        60        50        46  

Eagle Ford

      18        23        31        7        4  

Anadarko Basin

      9        19        8        13        14  

Williston Basin

      8        6        9        10        5  

Powder River Basin

      3        3        4        6        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      103        111        112        86        70  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

GROSS OPERATED WELLS TIED-IN

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

Delaware Basin

      76        42        55        59        52  

Eagle Ford

      29        26        28        8        14  

Anadarko Basin

      16        7        23        13        1  

Williston Basin

      8        17        5        14        —    

Powder River Basin

      2        5        3        9        —    
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      131        97        114        103        67  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

AVERAGE LATERAL LENGTH

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

Delaware Basin

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

Eagle Ford

      6,200’        6,700’        6,500’        7,800’        5,800’  

Anadarko Basin

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

Williston Basin

      10,000’        11,500’        9,900’        10,500’        —    

Powder River Basin

      15,000’        10,700’        9,600’        11,800’        —    
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      9,200’        9,300’        8,700’        10,500’        8,400’  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

7

REALIZED PRICING

 

BENCHMARK PRICES

 

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

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

    $ 73.76     $ 76.17     $ 82.53     $ 91.87     $ 108.70  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 2.09     $ 3.44     $ 6.26     $ 8.20     $ 7.17  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 23.99     $ 29.48     $ 30.46     $ 39.67     $ 46.44  

REALIZED PRICES

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

Oil (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 71.86     $ 74.43     $ 82.48     $ 93.60     $ 109.05  

Eagle Ford

      72.36       74.06       83.23       91.53       109.77  

Anadarko Basin

      71.52       74.14       82.57       91.42       108.15  

Williston Basin

      70.80       74.09       81.05       91.30       109.85  

Powder River Basin

      70.75       74.30       81.29       91.33       104.75  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      71.74       74.32       82.31       92.98       108.93  

Cash settlements

      —         (0.10 )      (4.87 )      (8.60 )      (13.13 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 71.74     $ 74.22     $ 77.44     $ 84.38     $ 95.80  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Natural gas liquids (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 18.07     $ 23.72     $ 23.68     $ 34.37     $ 40.75  

Eagle Ford

      20.22       26.18       29.06       35.55       41.98  

Anadarko Basin

      19.42       27.88       29.58       35.52       41.64  

Williston Basin

      2.52       8.97       7.97       25.41       23.88  

Powder River Basin

      24.52       35.72       34.91       44.85       55.62  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      17.79       24.12       24.32       34.44       40.28  

Cash settlements

      —         —         —         —         —    
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 17.79     $ 24.12     $ 24.32     $ 34.44     $ 40.28  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Gas (Per Mcf)

           

Delaware Basin

    $ 1.18     $ 1.90     $ 4.30     $ 7.06     $ 6.41  

Eagle Ford

      1.80       2.99       5.02       7.53       7.10  

Anadarko Basin

      1.72       3.14       5.37       8.89       7.11  

Williston Basin

      (0.85 )      1.57       0.44       3.23       1.56  

Powder River Basin

      2.41       4.25       5.57       8.23       7.93  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      1.27       2.29       4.39       7.25       6.37  

Cash settlements

      0.39       0.18       (0.38 )      (1.42 )      (1.31 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 1.66     $ 2.47     $ 4.01     $ 5.83     $ 5.06  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total oil equivalent (Per Boe)

           

Delaware Basin

    $ 42.05     $ 46.35     $ 53.34     $ 65.80     $ 75.02  

Eagle Ford

      49.69       52.81       62.92       65.49       75.07  

Anadarko Basin

      24.04       32.16       41.25       53.72       54.46  

Williston Basin

      45.94       52.94       54.51       66.65       73.15  

Powder River Basin

      56.33       63.01       67.59       78.58       89.84  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      41.39       46.44       53.66       64.89       73.13  

Cash settlements

      0.61       0.22       (3.04 )      (6.41 )      (8.43 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 42.00     $ 46.66     $ 50.62     $ 58.48     $ 64.70  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

8

ASSET MARGINS

 

 

BENCHMARK PRICES

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

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

    $ 73.76     $ 76.17     $ 82.53     $ 91.87     $ 108.70  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 2.09     $ 3.44     $ 6.26     $ 8.20     $ 7.17  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 23.99     $ 29.48     $ 30.46     $ 39.67     $ 46.44  

PER-UNIT CASH MARGIN BY ASSET (per Boe)

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

Delaware Basin

           

Realized price

    $ 42.05     $ 46.35     $ 53.34     $ 65.80     $ 75.02  

Lease operating expenses

      (4.96 )      (4.58 )      (4.55 )      (4.39 )      (3.98 ) 

Gathering, processing & transportation

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

Production & property taxes

      (3.18 )      (3.43 )      (3.89 )      (4.81 )      (5.35 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 31.28     $ 35.71     $ 42.38     $ 54.20     $ 63.32  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Eagle Ford

           

Realized price

    $ 49.69     $ 52.81     $ 62.92     $ 65.49     $ 75.07  

Lease operating expenses

      (6.18 )      (6.32 )      (5.63 )      (4.94 )      (4.98 ) 

Gathering, processing & transportation

      (1.67 )      (1.49 )      (3.08 )      (4.94 )      (6.39 ) 

Production & property taxes

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

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 38.87     $ 41.75     $ 51.24     $ 51.82     $ 59.71  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Anadarko Basin

           

Realized price

    $ 24.04     $ 32.16     $ 41.25     $ 53.72     $ 54.46  

Lease operating expenses

      (3.13 )      (3.41 )      (3.59 )      (3.46 )      (3.49 ) 

Gathering, processing & transportation

      (5.97 )      (5.93 )      (6.84 )      (6.91 )      (6.65 ) 

Production & property taxes

      (1.22 )      (1.73 )      (2.29 )      (3.26 )      (3.17 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 13.72     $ 21.09     $ 28.53     $ 40.09     $ 41.15  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Williston Basin

           

Realized price

    $ 45.94     $ 52.94     $ 54.51     $ 66.65     $ 73.15  

Lease operating expenses

      (13.43 )      (13.25 )      (9.93 )      (9.97 )      (9.40 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.29 )      (2.19 )      (1.92 )      (2.40 )      (2.44 ) 

Production & property taxes

      (4.68 )      (4.85 )      (5.64 )      (6.33 )      (6.75 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 25.54     $ 32.65     $ 37.02     $ 47.95     $ 54.56  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Powder River Basin

           

Realized price

    $ 56.33     $ 63.01     $ 67.59     $ 78.58     $ 89.84  

Lease operating expenses

      (10.03 )      (11.07 )      (7.15 )      (7.03 )      (7.04 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.97 )      (2.73 )      (2.98 )      (3.24 )      (3.50 ) 

Production & property taxes

      (6.79 )      (7.78 )      (8.13 )      (9.50 )      (10.89 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 36.54     $ 41.43     $ 49.33     $ 58.81     $ 68.41  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Devon - Total

           

Realized price

    $ 41.39     $ 46.44     $ 53.66     $ 64.89     $ 73.13  

Lease operating expenses

      (5.86 )      (5.67 )      (5.26 )      (5.02 )      (4.56 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.94 )      (2.88 )      (3.05 )      (3.13 )      (3.15 ) 

Production & property taxes

      (3.14 )      (3.47 )      (3.91 )      (4.84 )      (5.30 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 29.45     $ 34.42     $ 41.44     $ 51.90     $ 60.12  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

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 tables summarize the effects of these items on second- quarter and first-quarter 2023 earnings.

 

     Quarter Ended June 30, 2023  
     Before-tax      After-tax      After NCI      Per Diluted
Share		  

Total

            

Earnings (GAAP)

    $ 897      $ 698      $ 690      $ 1.07  

Adjustments:

            

Asset dispositions

      (41 )       (31 )       (31 )       (0.05 ) 

Asset and exploration impairments

      3        2        2        0.01  

Deferred tax asset valuation allowance

      —          10        10        0.02  

Fair value changes in financial instruments

      112        84        84        0.13  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Core earnings (Non-GAAP)

    $ 971      $ 763      $ 755      $ 1.18  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  
     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  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

10

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.

 

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

Net earnings (GAAP)

    $ 698     $ 1,003     $ 1,204     $ 1,900     $ 4,805     $ 1,938  

Financing costs, net

      78       72       73       67       290       84  

Income tax expense

      199       221       349       565       1,334       557  

Exploration expenses

      10       3       13       4       30       10  

Depreciation, depletion and amortization

      638       615       625       581       2,459       528  

Asset dispositions

      (41 )      —         (29 )      —         (70 )      (14 ) 

Share-based compensation

      25       23       23       22       93       22  

Derivative & financial instrument non-cash val. changes

      113       (51 )      (122 )      (613 )      (673 )      (302 ) 

Accretion on discounted liabilities and other

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

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

EBITDAX (Non-GAAP)

    $ 1,730     $ 1,891     $ 2,130     $ 2,488     $ 8,239     $ 2,833  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

NET DEBT

Devon defines net debt as debt (includes short-term and long-term debt) less cash, cash equivalents and restricted cash. 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.

 

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

Total debt (GAAP)

    $ 6,413     $ 6,422     $ 6,440     $ 6,451     $ 6,461  

Less:

           

Cash, cash equivalents and restricted cash

      (488 )      (887 )      (1,454 )      (1,310 )      (3,457 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 5,925     $ 5,535     $ 4,986     $ 5,141     $ 3,004  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

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.

 

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

Net debt (Non-GAAP)

    $ 5,925      $ 5,535      $ 4,986      $ 5,141      $ 3,004  

EBITDAX (Non-GAAP) (1)

    $ 8,239      $ 9,342      $ 9,586      $ 9,267      $ 8,413  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Net debt-to-EBITDAX (Non-GAAP)

      0.7        0.6        0.5        0.6        0.4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

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

Total operating cash flow (GAAP)

    $ 1,405     $ 1,677     $ 1,911     $ 2,104     $ 2,678  

Less capital expenditures:

      (1,079 )      (1,012 )      (804 )      (628 )      (573 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Free cash flow (Non-GAAP)

    $ 326     $ 665     $ 1,107     $ 1,476     $ 2,105  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

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

Capital expenditures (excludes acquisitions)

    $ 1,018     $ 988     $ 2,740  

Operating cash flow

    $ 1,405     $ 1,677     $ 8,530  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reinvestment rate (Non-GAAP)

      72 %      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
Jun. 30, 2023		  

Operating cash flow (GAAP)

    $ 1,405  

Changes in assets and liabilities, net

      140  
  

 

 

  

Adjusted cash flow (Non-GAAP)

      1,545  

Capital expenditures (Accrued)

      (1,036 ) 
  

 

 

  

Adjusted free cash flow (Non-GAAP)

      509  

Fixed quarterly dividend

      (128 ) 
  

 

 

  

Excess free cash flow (Non-GAAP)

    $ 381  

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

      50 % 
  

 

 

  

Total variable dividend

    $ 186  
  

 

 

  

 

12

THIRD-QUARTER AND FULL-YEAR 2023 GUIDANCE    LOGO

 

PRODUCTION GUIDANCE

 

     Quarter 3      Full Year  
     Low      High      Low      High  

Oil (MBbls/d)

      322        330        320        326  

Natural gas liquids (MBbls/d)

      164        170        156        162  

Gas (MMcf/d)

      1,030        1,080        1,000        1,050  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

      658        680        643        663  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

CAPITAL EXPENDITURES GUIDANCE

 

     Quarter 3      Full Year  
(in millions)    Low      High      Low      High  

Upstream capital

    $ 800      $ 840      $ 3,440      $ 3,560  

Carbon capital

      25        35        80        120  

Midstream & other capital

      30        50        80        120  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 855      $ 925      $ 3,600      $ 3,800  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

PRICE REALIZATIONS GUIDANCE

 

     Quarter 3     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 %      70 % 

OTHER GUIDANCE ITEMS

 

     Quarter 3     Full Year  
($millions, except Boe and %)    Low     High     Low     High  

Marketing & midstream operating profit

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

LOE & GP&T per BOE (1)

    $ 8.80     $ 9.00     $ 8.60     $ 9.00  

Production & property taxes as % of upstream sales

      7.0 %      8.0 %      7.0 %      8.0 % 

Exploration expenses

    $ —       $ 5     $ 5     $ 15  

Depreciation, depletion and amortization

    $ 630     $ 670     $ 2,500     $ 2,600  

General & administrative expenses

    $ 95     $ 105     $ 390     $ 410  

Net financing costs, net

    $ 80     $ 90     $ 290     $ 310  

Other expenses

    $ —       $ 5     $ —       $ 20  

 

(1)     LOE per BOE is expected to increase due to a recently executed water handling joint venture in the Delaware Basin.                                             

INCOME TAX GUIDANCE

 

     Quarter 3     Full Year  
(% of pre-tax earnings)    Low     High     Low     High  

Current income tax rate

      11 %      13 %      10 %      12 % 

Deferred income tax rate

      9 %      11 %      10 %      12 % 
  

 

 

    

 

 

  

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)		  
Q3 2023   13,293   $ 71.10     84,500   $ 69.41     $ 94.84  
Q4 2023   19,000   $ 72.09     81,000   $ 69.63     $ 94.29  
Q1-Q4 2024   4,724   $ 72.09     32,486   $ 60.15     $ 84.71  

Oil Basis Swaps

 

Period   Index   Volume (Bbls/d)   Weighted Average
Differential to WTI
($/Bbl)		  
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)		  
Q3 2023   108,000   $ 3.30     195,000   $ 3.61     $ 7.29  
Q4 2023   113,000   $ 3.31     147,000   $ 3.67     $ 7.62  
Q1-Q4 2024   99,426   $ 3.31     40,527   $ 3.78     $ 7.05  

Natural Gas Basis Swaps

 

Period   Index   Volume (MMBtu/d)   Weighted Average
Differential to Henry
Hub ($/MMBtu)		  
Q3 - Q4 2023   El Paso Permian   145,000   $ (1.58 ) 
Q3 - Q4 2023   Houston Ship Channel   140,000   $ (0.19 ) 
Q3 - Q4 2023   WAHA   70,000   $ (0.51 ) 
Q1-Q4 2024   El Paso Permian   34,863   $ (0.91 ) 
Q1-Q4 2024   Houston Ship Channel   90,000   $ (0.25 ) 
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 July 27, 2023.

 

2