EX-99.2 3 d202323dex992.htm EX-99.2 EX-99.2

Exhibit 99.2

 

LOGO

Devon Energy Third-Quarter 2021

Supplemental Tables

 

TABLE OF CONTENTS:    PAGE:  

Income Statement

      2  

Supplemental Information for Income Statement

      3  

Cash Flow Statement

      4  

Balance Sheet

      5  

Production by Asset

      6  

Capital and Well Activity by Asset

      7  

Realized Price by Asset

      8  

Per-Unit Cash Margin by Asset

      9  

Non-GAAP Core Earnings (Loss), Non-GAAP EBITDAX and Net Debt

      10  

Net Debt-to-EBITDAX, Free Cash Flow, Reinvestment Rate and Variable Dividend

      11  

 

1

LOGO

 

CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

(in millions, except per share amounts)    2021     2020  
     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3  

Oil, gas and NGL sales

    $ 2,635     $ 2,154     $ 1,757     $ 786     $ 678  

Oil, gas and NGL derivatives (1)

      (335 )      (703 )      (528 )      (117 )      (87 ) 

Marketing and midstream revenues

      1,166       966       821       611       476  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total revenues

      3,466       2,417       2,050       1,280       1,067  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Production expenses (2)

      555       513       458       271       271  

Exploration expenses

      3       3       3       4       39  

Marketing and midstream expenses

      1,165       965       842       618       478  

Depreciation, depletion and amortization

      578       536       467       301       299  

Asset impairments

      —         —         —         27       —    

Asset dispositions

      —         (87 )      (32 )      (1 )      —    

General and administrative expenses

      95       94       107       82       75  

Financing costs, net (3)

      86       80       77       70       66  

Restructuring and transaction costs

      18       23       189       17       32  

Other, net

      2       (14 )      (29 )      1       —    
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total expenses

      2,502       2,113       2,082       1,390       1,260  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Earnings (loss) from continuing operations before income taxes

      964       304       (32 )      (110 )      (193 ) 

Income tax expense (benefit)

      120       43       (248 )      (37 )      (90 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings (loss) from continuing operations

      844       261       216       (73 )      (103 ) 

Net earnings (loss) from discontinued operations, net of taxes

      —         —         —         (25 )      13  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings (loss)

      844       261       216       (98 )      (90 ) 

Net earnings attributable to noncontrolling interests

      6       5       3       4       2  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings (loss) attributable to Devon

    $ 838     $ 256     $ 213     $ (102 )    $ (92 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Basic net earnings (loss) per share:

           

Continuing operations

    $ 1.24     $ 0.38     $ 0.33     $ (0.20 )    $ (0.29 ) 

Discontinued operations

      —         —         —         (0.07 )      0.04  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Basic net earnings (loss) per share

    $ 1.24     $ 0.38     $ 0.33     $ (0.27 )    $ (0.25 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Diluted net earnings (loss) per share:

           

Continuing operations

    $ 1.24     $ 0.38     $ 0.32     $ (0.20 )    $ (0.29 ) 

Discontinued operations

      —         —         —         (0.07 )      0.04  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Diluted net earnings (loss) per share

    $ 1.24     $ 0.38     $ 0.32     $ (0.27 )    $ (0.25 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Weighted average common shares outstanding:

           

Basic

      677       677       654       383       383  

Diluted

      679       679       656       383       383  

 

2

LOGO

 

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CONSLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

                                                                     
(1) OIL, GAS AND NGL DERIVATIVES                               
(in millions)    2021     2020  
     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3  

Derivative cash settlements

    $ (370 )    $ (367 )    $ (232 )    $ (27 )    $ 10  

Derivative valuation changes

      35       (336 )      (296 )      (90 )      (97 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Oil, gas and NGL derivatives

    $ (335 )    $ (703 )    $ (528 )    $ (117 )    $ (87 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

                                                                     
(2) PRODUCTION EXPENSES                                   
(in millions)    2021      2020  
     Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3  

Lease operating expense

    $ 215      $ 210      $ 199      $ 91      $ 100  

Gathering, processing & transportation

      157        147        129        130        125  

Production taxes

      176        143        117        47        42  

Property taxes

      7        13        13        3        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Production expenses

    $ 555      $ 513      $ 458      $ 271      $ 271  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

                                  
(3) FINANCING COSTS, NET                                
(in millions)    2021     2020  
     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4      Quarter 3  

Interest based on outstanding debt

    $ 93     $ 98     $ 105     $ 65      $ 65  

Gain on early retirement of debt

      —         (10 )      (20 )      —          —    

Interest income

      (1 )      —         (1 )      —          (5 ) 

Other

      (6 )      (8 )      (7 )      5        6  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

Financing costs, net

    $ 86     $ 80     $ 77     $ 70      $ 66  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

 

3

LOGO

 

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

 

 

(in millions)    2021     2020  
     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3  

Cash flows from operating activities:

           

Net earnings (loss)

    $ 844     $ 261     $ 216     $ (98 )    $ (90 ) 

Adjustments to reconcile net earnings (loss) to net cash from operating activities:

           

Net (earnings) loss from discontinued operations, net of income taxes

      —         —         —         25       (13 ) 

Depreciation, depletion and amortization

      578       536       467       301       299  

Asset impairments

      —         —         —         27       —    

Leasehold impairments

      1       1       1       3       36  

(Amortization) accretion of liabilities

      (7 )      (7 )      (7 )      8       8  

Total losses on commodity derivatives

      335       703       528       117       87  

Cash settlements on commodity derivatives

      (370 )      (367 )      (232 )      (27 )      10  

Gains on asset dispositions

      —         (87 )      (32 )      (1 )      —    

Deferred income tax expense (benefit)

      119       24       (243 )      (17 )      —    

Share-based compensation

      19       20       41       18       31  

Early retirement of debt

      —         (10 )      (20 )      —         —    

Other

      11       2       —         —         1  

Changes in assets and liabilities, net

      68       17       (127 )      2       58  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from operating activities—continuing operations

      1,598       1,093       592       358       427  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from investing activities:

           

Capital expenditures

      (474 )      (504 )      (499 )      (217 )      (204 ) 

Acquisitions of property and equipment

      (10 )      (5 )      —         (3 )      —    

Divestitures of property and equipment

      1       49       15       5       1  

WPX acquired cash

      —         —         344       —         —    

Distributions from equity method investments

      9       8       10       —         —    
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from investing activities—continuing operations

      (474 )      (452 )      (130 )      (215 )      (203 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from financing activities:

           

Repayments of long-term debt

      —         (710 )      (533 )      —         —    

Early retirement of debt

      —         (32 )      (27 )      —         —    

Dividends paid on common stock

      (329 )      (229 )      (203 )      (138 )      (43 ) 

Contributions from noncontrolling interests

      1       3       —         9       1  

Distributions to noncontrolling interests

      (6 )      (5 )      (4 )      (4 )      (4 ) 

Acquisition of noncontrolling interests

      —         —         (24 )      —         —    

Shares exchanged for tax withholdings and other

      (3 )      (9 )      (33 )      (1 )      —    
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from financing activities—continuing operations

      (337 )      (982 )      (824 )      (134 )      (46 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Effect of exchange rate changes on cash—continuing

      (5 )      2       3       —         —    
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net change in cash, cash equivalents and restricted cash of continuing operations

      782       (339 )      (359 )      9       178  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from discontinued operations:

           

Operating activities

      —         —         —         19       45  

Investing activities

      —         —         —         310       1  

Effect of exchange rate changes on cash

      —         —         —         2       4  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net change in cash, cash equivalents and restricted cash of discontinued operations

      —         —         —         331       50  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net change in cash, cash equivalents and restricted cash

      782       (339 )      (359 )      340       228  

Cash, cash equivalents and restricted cash at beginning of period

      1,539       1,878       2,237       1,897       1,669  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash, cash equivalents and restricted cash at end of period

    $ 2,321     $ 1,539     $ 1,878     $ 2,237     $ 1,897  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reconciliation of cash, cash equivalents and restricted cash:

           

Cash and cash equivalents

    $ 2,144     $ 1,348     $ 1,683     $ 2,047     $ 1,707  

Restricted cash

      177       191       195       190       190  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 2,321     $ 1,539     $ 1,878     $ 2,237     $ 1,897  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

4

LOGO

 

CONSOLIDATED BALANCE SHEETS

 

 

(in millions)    September 30,
2021		     December 31,
2020		  

Current assets:

     

Cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 2,321     $ 2,237  

Accounts receivable

      1,517       601  

Income tax receivable

      80       174  

Other current assets

      309       248  
  

 

 

    

 

 

  

Total current assets

      4,227       3,260  

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

      13,613       4,436  

Other property and equipment, net

      1,465       957  
  

 

 

    

 

 

  

Total property and equipment, net

      15,078       5,393  

Goodwill

      753       753  

Right-of-use assets

      244       223  

Investments

      388       12  

Other long-term assets

      367       271  
  

 

 

    

 

 

  

Total assets

    $ 21,057     $ 9,912  
  

 

 

    

 

 

  

Current liabilities:

     

Accounts payable

    $ 537     $ 242  

Revenues and royalties payable

      1,443       662  

Other current liabilities

      1,525       536  
  

 

 

    

 

 

  

Total current liabilities

      3,505       1,440  

Long-term debt

      6,492       4,298  

Lease liabilities

      256       246  

Asset retirement obligations

      462       358  

Other long-term liabilities

      1,281       551  

Stockholders’ equity:

     

Common stock

      68       38  

Additional paid-in capital

      8,206       2,766  

Retained earnings

      750       208  

Accumulated other comprehensive loss

      (100 )      (127 ) 
  

 

 

    

 

 

  

Total stockholders’ equity attributable to Devon

      8,924       2,885  

Noncontrolling interests

      137       134  
  

 

 

    

 

 

  

Total equity

      9,061       3,019  
  

 

 

    

 

 

  

Total liabilities and equity

    $ 21,057     $ 9,912  
  

 

 

    

 

 

  

Common shares outstanding

      677       382  

 

5

LOGO

 

PRODUCTION TREND

 

 

     2021      2020  
                                    
     Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3  
                                    

Oil (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      213        191        172        99        77  

Anadarko Basin

      14        17        13        16        19  

Williston Basin

      39        46        44        —          —    

Eagle Ford

      20        18        16        18        22  

Powder River Basin

      14        16        17        16        21  

Other

      3        3        6        7        7  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      303        291        268        156        146  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Natural gas liquids (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      100        82        60        43        38  

Anadarko Basin

      25        26        21        25        30  

Williston Basin

      9        9        8        —          —    

Eagle Ford

      11        9        6        9        11  

Powder River Basin

      3        3        3        3        3  

Other

      —          —          1        —          1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      148        129        99        80        83  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Gas (MMcf/d)

               

Delaware Basin

      578        513        471        267        239  

Anadarko Basin

      219        225        200        233        242  

Williston Basin

      59        61        49        —          —    

Eagle Ford

      67        59        47        60        73  

Powder River Basin

      19        21        21        22        23  

Other

      1        2        3        2        3  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      943        881        791        584        580  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

               

Delaware Basin

      409        358        310        186        155  

Anadarko Basin

      75        80        68        81        89  

Williston Basin

      58        66        61        —          —    

Eagle Ford

      42        37        30        37        46  

Powder River Basin

      20        22        23        22        28  

Other

      4        4        7        7        8  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      608        567        499        333        326  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

6

LOGO

 

CAPITAL EXPENDITURES

 

 

(in millions)    2021      2020  
                                    
     Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3  
                                    

Delaware Basin

    $ 363      $ 394      $ 355      $ 153      $ 179  

Anadarko Basin

      15        11        13        3        1  

Williston Basin

      13        19        20        —          —    

Eagle Ford

      34        36        29        2        1  

Powder River Basin

      15        5        27        22        11  

Other

      2        2        3        3        3  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total upstream capital

    $ 442      $ 467      $ 447      $ 183      $ 195  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Midstream

      11        22        24        3        7  

Other

      28        20        16        3        5  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 481      $ 509      $ 487      $ 189      $ 207  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR UPSTREAM CAPITAL EXPENDITURES

 

 

                                                                     
GROSS OPERATED SPUDS                                   
     2021      2020  
                                    
     Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3  
                                    

Delaware Basin

      50        55        60        21        35  

Anadarko Basin

      9        8        8        —          —    

Williston Basin

      —          —          7        —          —    

Eagle Ford

      10        11        14        —          —    

Powder River Basin

      9        1        —          2        —    
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      78        75        89        23        35  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

                                                                     
GROSS OPERATED WELLS TIED-IN                                   
     2021      2020  
                                    
     Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3  
                                    

Delaware Basin

      52        88        52        23        32  

Anadarko Basin

      4        6        —          —          —    

Williston Basin

      4        13        —          —          —    

Eagle Ford

      19        9        12        —          —    

Powder River Basin

      2        —          10        2        9  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      81        116        74        25        41  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

                                                                                              
AVERAGE LATERAL LENGTH                                   
(based on wells tied-in)    2021      2020  
                                    
     Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3  
                                    

Delaware Basin

      9,700’        10,000’        10,000’        9,800’        9,900’  

Anadarko Basin

      9,200’        9,600’        —          —          —    

Williston Basin

      9,600’        10,000’        —          —          —    

Eagle Ford

      6,300’        5,600’        4,400’        —          —    

Powder River Basin

      10,500’        —          9,800’        13,600’        9,800’  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

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

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

7

LOGO

 

REALIZED PRICING

 

 

BENCHMARK PRICES                                   
(average prices)    2021      2020  
     Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3  
                                    

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

    $ 70.64      $ 66.04      $ 57.87      $ 42.65      $ 40.86  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 4.02      $ 2.83      $ 2.71      $ 2.67      $ 1.98  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 36.85      $ 28.54      $ 25.81      $ 20.01      $ 16.69  

 

REALIZED PRICES                               
     2021     2020  
                                
     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3  
                                

Oil (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 68.44     $ 63.93     $ 56.07     $ 40.67     $ 39.19  

Anadarko Basin

      69.11       63.51       55.86       40.34       37.88  

Williston Basin

      66.60       62.00       52.74       —         —    

Eagle Ford

      68.32       64.04       54.90       37.83       33.68  

Powder River Basin

      65.81       62.36       53.77       36.42       35.39  

Other

      75.68       72.85       55.65       39.93       37.33  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      68.19       63.63       55.28       39.84       37.56  

Cash settlements

      (10.60 )      (13.29 )      (9.13 )      (1.83 )      0.65  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 57.59     $ 50.34     $ 46.15     $ 38.01     $ 38.21  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Natural gas liquids (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 31.34     $ 23.81     $ 26.25     $ 13.67     $ 11.49  

Anadarko Basin

      33.20       25.55       23.14       15.65       12.68  

Williston Basin

      19.36       14.76       18.51       —         —    

Eagle Ford

      32.80       25.46       24.44       15.66       13.74  

Powder River Basin

      40.66       35.46       30.19       19.39       13.10  

Other

      54.51       41.19       31.86       24.24       21.74  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      31.25       23.89       25.01       14.77       12.36  

Cash settlements

      (0.45 )      (0.25 )      (0.20 )      (0.01 )      (0.30 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 30.80     $ 23.64     $ 24.81     $ 14.76     $ 12.06  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Gas (Per Mcf)

           

Delaware Basin

    $ 3.58     $ 2.31     $ 3.19     $ 1.51     $ 1.11  

Anadarko Basin

      4.05       3.15       2.49       2.29       1.66  

Williston Basin

      0.65       (1.60 )      (0.48 )      —         —    

Eagle Ford

      4.08       3.25       3.15       2.38       1.95  

Powder River Basin

      4.15       3.54       5.27       2.70       1.94  

Other

      2.60       2.74       2.57       2.87       1.52  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      3.55       2.35       2.84       1.96       1.48  

Cash settlements

      (0.78 )      (0.15 )      (0.15 )      0.00       0.06  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 2.77     $ 2.20     $ 2.69     $ 1.96     $ 1.54  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total oil equivalent (Per Boe)

           

Delaware Basin

    $ 48.29     $ 42.84     $ 40.95     $ 26.94     $ 24.00  

Anadarko Basin

      35.62       30.34       25.35       19.79       16.81  

Williston Basin

      48.55       43.98       40.79       —         —    

Eagle Ford

      47.40       42.84       38.90       25.97       22.78  

Powder River Basin

      55.93       52.55       47.58       31.08       29.83  

Other

      70.49       65.37       50.58       37.67       34.15  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      47.08       41.75       39.14       25.63       22.60  

Cash settlements

      (6.60 )      (7.11 )      (5.17 )      (0.86 )      0.33  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 40.48     $ 34.64     $ 33.97     $ 24.77     $ 22.93  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

8

LOGO

 

ASSET MARGINS

 

 

BENCHMARK PRICES                                   
(average prices)    2021      2020  
                                    
     Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3  
                                    

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

    $ 70.64      $ 66.04      $ 57.87      $ 42.65      $ 40.86  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 4.02      $ 2.83      $ 2.71      $ 2.67      $ 1.98  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 36.85      $ 28.54      $ 25.81      $ 20.01      $ 16.69  

 

PER-UNIT CASH MARGIN BY ASSET (per Boe)                               
     2021     2020  
                                
     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3  
                                

Delaware Basin

           

Realized price

    $ 48.29     $ 42.84     $ 40.95     $ 26.94     $ 24.00  

Lease operating expenses

      (3.52 )      (3.91 )      (3.97 )      (2.38 )      (3.00 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.18 )      (2.06 )      (1.96 )      (2.40 )      (2.68 ) 

Production & property taxes

      (3.31 )      (3.08 )      (2.95 )      (2.08 )      (1.80 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 39.28     $ 33.79     $ 32.07     $ 20.08     $ 16.52  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Anadarko Basin

           

Realized price

    $ 35.62     $ 30.34     $ 25.35     $ 19.79     $ 16.81  

Lease operating expenses

      (2.58 )      (2.96 )      (3.82 )      (2.57 )      (2.16 ) 

Gathering, processing & transportation

      (6.14 )      (6.06 )      (6.31 )      (8.39 )      (7.39 ) 

Production & property taxes

      (1.70 )      (1.46 )      (1.21 )      (0.55 )      (0.54 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 25.20     $ 19.86     $ 14.01     $ 8.28     $ 6.72  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Williston Basin

           

Realized price

    $ 48.55     $ 43.98     $ 40.79     $ —       $ —    

Lease operating expenses

      (5.83 )      (4.87 )      (5.13 )      —         —    

Gathering, processing & transportation

      (2.13 )      (1.86 )      (2.14 )      —         —    

Production & property taxes

      (4.47 )      (4.27 )      (3.82 )      —         —    
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 36.12     $ 32.98     $ 29.70     $ —       $ —    
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Eagle Ford

           

Realized price

    $ 47.40     $ 42.84     $ 38.90     $ 25.97     $ 22.78  

Lease operating expenses

      (3.43 )      (3.47 )      (3.89 )      (2.79 )      (2.47 ) 

Gathering, processing & transportation

      (4.17 )      (5.56 )      (6.73 )      (5.89 )      (4.73 ) 

Production & property taxes

      (1.99 )      (1.93 )      (1.71 )      (0.16 )      (0.92 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 37.81     $ 31.88     $ 26.57     $ 17.13     $ 14.66  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Powder River Basin

           

Realized price

    $ 55.93     $ 52.55     $ 47.58     $ 31.08     $ 29.83  

Lease operating expenses

      (8.09 )      (6.65 )      (7.45 )      (5.47 )      (5.41 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.93 )      (3.02 )      (2.66 )      (3.01 )      (2.30 ) 

Production & property taxes

      (6.73 )      (6.10 )      (5.48 )      (3.91 )      (3.49 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 38.18     $ 36.78     $ 31.99     $ 18.69     $ 18.63  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Other

           

Realized price

    $ 70.49     $ 65.37     $ 50.58     $ 37.67     $ 34.15  

Lease operating expenses

      (16.42 )      (16.69 )      (17.15 )      (15.35 )      (19.92 ) 

Gathering, processing & transportation

      (0.35 )      (0.58 )      (0.62 )      (0.59 )      (0.51 ) 

Production & property taxes

      (4.19 )      (5.25 )      (4.60 )      (3.38 )      (3.62 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 49.53     $ 42.85     $ 28.21     $ 18.35     $ 10.10  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Devon - Total

           

Realized price

    $ 47.08     $ 41.75     $ 39.14     $ 25.63     $ 22.60  

Lease operating expenses

      (3.85 )      (4.06 )      (4.44 )      (2.97 )      (3.32 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.81 )      (2.85 )      (2.87 )      (4.23 )      (4.17 ) 

Production & property taxes

      (3.25 )      (3.05 )      (2.88 )      (1.66 )      (1.52 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 37.17     $ 31.79     $ 28.95     $ 16.77     $ 13.59  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

9

LOGO

 

NON-GAAP MEASURES

 

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

This press release includes 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 this press release, including reconciliations to their most directly comparable GAAP measure.

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 (loss) and core earnings (loss) 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 third-quarter 2021 earnings.

 

     Quarter Ended September 30, 2021  
                             
     Before-tax      After-tax      After
Noncontrolling
Interests		      Per
Diluted
Share		  
                             

Total

            

Earnings (GAAP)

    $ 964      $ 844      $ 838      $ 1.24  

Adjustments:

            

Asset and exploration impairments

      1        1        1        0.00  

Deferred tax asset valuation allowance

      —          (101 )       (101 )       (0.15 ) 

Fair value changes in financial instruments and foreign currency

      (31 )       (23 )       (23 )       (0.04 ) 

Restructuring and transaction costs

      18        18        18        0.03  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Core earnings (Non-GAAP)

    $ 952      $ 739      $ 733      $ 1.08  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

EBITDAX

Devon believes EBITDAX provides information useful in assessing operating and financial performance across periods. Devon computes EBITDAX as net earnings from continuing operations before income tax expense; financing costs, net; exploration expenses; depreciation, depletion and amortization; asset impairments; asset disposition gains and losses; non-cash share-based compensation; non-cash valuation changes for derivatives and financial instruments; restructuring and transaction costs; 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 and should be considered in conjunction with net earnings from continuing operations.

 

     YTD ‘21      Q3 ‘21      Q2 ‘21      Q1 ‘21  

Net earnings (GAAP)

    $ 1,321      $ 844      $ 261      $ 216  

Financing costs, net

      243        86        80        77  

Income tax expense (benefit)

      (85 )       120        43        (248 ) 

Exploration expenses

      9        3        3        3  

Depreciation, depletion and amortization

      1,581        578        536        467  

Asset dispositions

      (119 )       —          (87 )       (32 ) 

Share-based compensation

      58        18        20        20  

Derivative and financial instrument non-cash valuation changes

      597        (35 )       336        296  

Restructuring and transaction costs

      230        18        23        189  

Accretion on discounted liabilities and other

      (41 )       2        (14 )       (29 ) 
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

EBITDAX (Non-GAAP)

    $ 3,794      $ 1,634      $ 1,201      $ 959  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Annualized EBITDAX (Non-GAAP)

    $ 5,059           

NET DEBT

Devon defines net debt as 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.

 

     September 30, 2021      June 30, 2021  

Total debt (GAAP)

    $ 6,492      $ 6,502  

Less:

      

Cash, cash equivalents and restricted cash

      (2,321 )       (1,539 ) 
  

 

 

     

 

 

  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 4,171      $ 4,963  
  

 

 

     

 

 

  

 

10

LOGO

 

NET DEBT-TO-EBITDAX

Devon defines net debt-to-EBITDAX as net debt divided by an annualized EBITDAX measure. Due to the merger with WPX closing in the first quarter of 2021, Devon has shown the first nine months of 2021 EBITDAX annualized divided by net debt to show a more meaningful net debt-to-EBITDAX measure. Devon believes this ratio provides information useful to investors in assessing the company’s credit position and debt leverage.

 

     Quarter Ended
September 30, 2021		  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 4,171  

EBITDAX (Sep. 30, 2021 YTD annualized) (Non-GAAP)

    $ 5,059  
  

 

 

  

Net debt-to-EBITDAX (Non-GAAP)

      0.8  
  

 

 

  

FREE CASH FLOW AND ADJUSTED FREE CASH FLOW

Devon defines free cash flow as total operating cash flow less capital expenditures, and Devon defines adjusted free cash flow as free cash flow less cash restructuring and transaction costs. Devon believes that free cash flow and adjusted free cash flow provide a useful measure of available cash generated by operating activities for other investing and financing activities.

 

     Quarter Ended
September 30, 2021		      Quarter Ended
June 30, 2021		      Quarter Ended
March 31, 2021		      Quarter Ended
December 31, 2020		  

Total operating cash flow (GAAP)

    $ 1,598      $ 1,093      $ 592      $ 358  

Less capital expenditures:

            

Capital expenditures

      (474 )       (504 )       (499 )       (217 ) 
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Free cash flow (Non-GAAP)

      1,124        589        93        141  

Cash restructuring and transaction costs (Non-GAAP)

      14        23        167        17  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Adjusted free cash flow (Non-GAAP)

    $ 1,138      $ 612      $ 260      $ 158  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

REINVESTMENT RATE

Devon defines reinvestment rate as accrued capital expenditures 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
September 30, 2021		  

Capital expenditures (accrued)

    $ 481  

Operating cash flow

      1,598  
  

 

 

  

Reinvestment rate (Non-GAAP)

      30 % 
  

 

 

  

VARIABLE DIVIDEND CALCULATION

Devon may pay a variable dividend 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
September 30, 2021		  

Operating cash flow (GAAP)

    $ 1,598  

Changes in assets and liabilities, net

      (68 ) 
  

 

 

  

Cash from operations before balance sheet changes (Non-GAAP)

      1,530  

Cash restructuring and transaction costs (Non-GAAP)

      14  
  

 

 

  

Adjusted cash flow (Non-GAAP)

      1,544  

Capital expenditures (Accrued)

      (481 ) 
  

 

 

  

Adjusted free cash flow (Non-GAAP)

      1,063  

Fixed quarterly dividend ($0.11/share)

      (74 ) 
  

 

 

  

Excess free cash flow (Non-GAAP)

      989  

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

      50 % 
  

 

 

  

Total variable dividend

    $ 494  
  

 

 

  

 

11

LOGO

 

FOURTH-QUARTER 2021 GUIDANCE

 

 

PRODUCTION GUIDANCE              
     Quarter 4  
     Low      High  

Oil (MBbls/d)

      293        298  

Natural gas liquids (MBbls/d)

      140        145  

Gas (MMcf/d)

      900        950  
  

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

      583        601  
  

 

 

     

 

 

  

 

CAPITAL EXPENDITURES GUIDANCE              
     Quarter 4  
(in millions)    Low      High  

Upstream capital

    $ 440      $ 490  

Midstream capital

      15        25  

Other capital

      10        20  
  

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 465      $ 535  
  

 

 

     

 

 

  

 

PRICE REALIZATIONS GUIDANCE             
     Quarter 4  
     Low     High  

Oil - % of WTI

      90 %      100 % 

NGL - % of WTI

      42 %      47 % 

Natural gas - % of Henry Hub

      80 %      90 % 

 

OTHER GUIDANCE ITEMS             
     Quarter 4  
($ millions, except Boe and %)    Low     High  

Marketing & midstream operating profit

    $ (10 )    $ 10  

LOE & GP&T per BOE

    $ 6.25     $ 6.75  

Production & property taxes as % of upstream sales

      7.0 %      7.5 % 

Exploration expenses

    $ —       $ 5  

Depreciation, depletion and amortization

    $ 550     $ 600  

General & administrative expenses

    $ 90     $ 100  

Cash financing costs, net

    $ 90     $ 100  

Other expenses

    $ —       $ 10  

Current income tax rate

      0 %      0 % 

Deferred income tax rate

      20 %      30 % 
  

 

 

    

 

 

  

Total income tax rate

      20 %      30 % 
  

 

 

    

 

 

  

 

1

LOGO

 

CONTINGENT PAYMENTS FOR BARNETT SHALE DIVESTITURE (4-year period beginning in 2021)

 

 

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  

2021 & 2022 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)		  

Q4 2021

      66,460      $ 41.24        48,250      $ 38.82      $ 48.82  

Q1-Q4 2022

      26,112      $ 43.75        22,501      $ 48.36      $ 58.58  

 

     Price Swaptions      Price Call Options  

Period

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

Q4 2021

      —        $ —          5,000      $ 39.50  

Q1-Q4 2022

      10,000      $ 46.67        —        $ —    

 

Oil Basis Swaps                   

Period

   

Index

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

Q4 2021

    Midland Sweet      23,000      $ 0.84  

Q4 2021

    BRENT/WTI Spread      1,000      $ (8.00 ) 

Q4 2021

    Guernsey Light Sweet      4,000      $ (1.49 ) 

Q4 2021

    NYMEX Roll      13,000      $ 0.39  

Q1-Q4 2022

    BRENT/WTI Spread      1,000      $ (7.75 ) 

Q1-Q4 2022

    NYMEX Roll      29,000      $ 0.45  

 

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)		  

Q4 2021

      254,000      $ 2.63        133,000      $ 2.55      $ 3.05  

Q1-Q4 2022

      3,452      $ 2.85        149,274      $ 2.71      $ 3.44  

 

2

LOGO

2021 & 2022 HEDGING POSITIONS (continued)

 

 

     Price Swaptions      Price Call Options  

Period

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

Q4 2021

      —        $ —          50,000      $  2.68  

Q1-Q4 2022

      100,000      $ 2.70        —        $ —    

 

Natural Gas Basis Swaps              

Period

   

Index

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

Q4 2021

    El Paso Natural Gas      35,000      $ (0.92 ) 

Q4 2021

    WAHA      80,000      $ (0.65 ) 

Q1-Q4 2022

    WAHA      70,000      $ (0.57 ) 

 

NGL Commodity Hedges              
          Price Swaps  

Period

   

Product

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

Q4 2021

    Natural Gasoline      1,000      $ 47.57  

Q4 2021

    Normal Butane      1,000      $ 31.40  

Q4 2021

    Propane      1,000      $ 27.88  

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 first of the month Henry Hub index. Devon’s NGL derivatives settle against the average of the prompt month OPIS Mont Belvieu, Texas index. Commodity hedge positions are shown as of October 28, 2021.

 

3