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Exhibit 99.2

 

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Devon Energy First-Quarter 2022

Supplemental Tables

 

TABLE OF CONTENTS:    PAGE:  

Consolidated Statements of Earnings

      2  

Supplemental Information for Consolidated Statements of Earnings

      3  

Consolidated Statements of Cash Flows

      4  

Consolidated Balance Sheets

      5  

Production

      6  

Capital Expenditures and Supplemental Information for Capital Expenditures

      7  

Realized Pricing

      8  

Asset Margins

      9  

Core Earnings

      10  

Return on Capital Employed and EBITDAX

      11  

Net Debt, Net Debt-to-EBITDAX, Free Cash Flow and Adjusted Free Cash Flow

      12  

Reinvestment Rate and Variable Dividend

      13  

 

1

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CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

(in millions, except per share amounts)    2022     2021  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Oil, gas and NGL sales

    $ 3,175     $ 2,985     $ 2,635     $ 2,154     $ 1,757  

Oil, gas and NGL derivatives (1)

      (683 )      22       (335 )      (703 )      (528 ) 

Marketing and midstream revenues

      1,320       1,266       1,166       966       821  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total revenues

      3,812       4,273       3,466       2,417       2,050  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Production expenses (2)

      618       605       555       513       458  

Exploration expenses

      2       5       3       3       3  

Marketing and midstream expenses

      1,324       1,266       1,165       965       842  

Depreciation, depletion and amortization

      489       577       578       536       467  

Asset dispositions

      (1 )      (49 )      —         (87 )      (32 ) 

General and administrative expenses

      94       95       95       94       107  

Financing costs, net (3)

      85       86       86       80       77  

Restructuring and transaction costs

      —         28       18       23       189  

Other, net

      (61 )      (2 )      2       (14 )      (29 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total expenses

      2,550       2,611       2,502       2,113       2,082  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Earnings (loss) before income taxes

      1,262       1,662       964       304       (32 ) 

Income tax expense (benefit) (4)

      267       150       120       43       (248 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings

      995       1,512       844       261       216  

Net earnings attributable to noncontrolling interests

      6       6       6       5       3  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings attributable to Devon

    $ 989     $ 1,506     $ 838     $ 256     $ 213  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings per share:

           

Basic net earnings per share

    $ 1.48     $ 2.24     $ 1.24     $ 0.38     $ 0.33  

Diluted net earnings per share

    $ 1.48     $ 2.23     $ 1.24     $ 0.38     $ 0.32  

Weighted average common shares outstanding:

           

Basic

      663       671       677       677       654  

Diluted

      665       673       679       679       656  

 

2

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SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CONSLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

(1) OIL, GAS AND NGL DERIVATIVES

 

(in millions)    2022     2021  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Derivative cash settlements

    $ (344 )    $ (493 )    $ (370 )    $ (367 )    $ (232 ) 

Derivative valuation changes

      (339 )      515       35       (336 )      (296 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Oil, gas and NGL derivatives

    $ (683 )    $ 22     $ (335 )    $ (703 )    $ (528 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

(2) PRODUCTION EXPENSES

 

(in millions)    2022     2021  
   Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Lease operating expense

    $ 224     $ 235     $ 215     $ 210     $ 199  

Gathering, processing & transportation

      161       173       157       147       129  

Production taxes

      214       197       176       143       117  

Property taxes

      19       —         7       13       13  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Production expenses

    $ 618      $ 605      $ 555      $ 513      $ 458   
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

(3) FINANCING COSTS, NET

 

(in millions)    2022     2021  
   Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Interest based on outstanding debt

    $ 92     $ 92     $ 93     $ 98     $ 105  

Gain on early retirement of debt

      —         —         —         (10 )      (20 ) 

Interest income

      (1 )      —         (1 )      —         (1 ) 

Other

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

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Financing costs, net

    $   85      $   86      $   86      $   80      $   77  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

(4) INCOME TAX EXPENSE (BENEFIT)

 

(in millions)    2022      2021  
   Quarter 1      Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Current expense (benefit)

    $ 103      $ 1     $ 1     $ 19     $ (5 ) 

Deferred expense (benefit)

      164        149       119       24       (243 ) 
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Income tax expense (benefit)

    $   267       $   150      $   120      $   43      $ (248 ) 
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

3

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CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

 

 

(in millions)    2022     2021  
   Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Cash flows from operating activities:

           

Net earnings

    $ 995     $ 1,512     $ 844     $ 261     $ 216  

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

           

Depreciation, depletion and amortization

      489       577       578       536       467  

Leasehold impairments

      1       1       1       1       1  

Amortization of liabilities

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

Total (gains) losses on commodity derivatives

      683       (22 )      335       703       528  

Cash settlements on commodity derivatives

      (344 )      (493 )      (370 )      (367 )      (232 ) 

Gains on asset dispositions

      (1 )      (49 )      —         (87 )      (32 ) 

Deferred income tax expense (benefit)

      164       149       119       24       (243 ) 

Share-based compensation

      20       19       19       20       41  

Early retirement of debt

      —         —         —         (10 )      (20 ) 

Other

      (21 )      2       11       2       —    

Changes in assets and liabilities, net

      (143 )      (74 )      68       17       (127 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from operating activities

      1,837       1,616       1,598       1,093       592  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from investing activities:

           

Capital expenditures

      (537 )      (512 )      (474 )      (504 )      (499 ) 

Acquisitions of property and equipment

      (1 )      (3 )      (10 )      (5 )      —    

Divestitures of property and equipment

      26       14       1       49       15  

WPX acquired cash

      —         —         —         —         344  

Distributions from equity method investments

      8       8       9       8       10  

Contributions to equity method investments

      (22 )      (25 )      —         —         —    
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from investing activities

      (526 )      (518 )      (474 )      (452 )      (130 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from financing activities:

           

Repayments of long-term debt

      —         —         —         (710 )      (533 ) 

Early retirement of debt

      —         —         —         (32 )      (27 ) 

Repurchases of common stock

      (211 )      (589 )      —         —         —    

Dividends paid on common stock

      (667 )      (554 )      (329 )      (229 )      (203 ) 

Contributions from noncontrolling interests

      —         —         1       3       —    

Distributions to noncontrolling interests

      (8 )      (6 )      (6 )      (5 )      (4 ) 

Acquisition of noncontrolling interests

      —         —         —         —         (24 ) 

Shares exchanged for tax withholdings and other

      (73 )      —         (3 )      (9 )      (33 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from financing activities

      (959 )      (1,149 )      (337 )      (982 )      (824 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Effect of exchange rate changes on cash

      2       1       (5 )      2       3  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net change in cash, cash equivalents and restricted cash

      354       (50 )      782       (339 )      (359 ) 

Cash, cash equivalents and restricted cash at beginning of period

      2,271       2,321       1,539       1,878       2,237  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash, cash equivalents and restricted cash at end of period

    $ 2,625     $ 2,271     $ 2,321     $ 1,539     $ 1,878  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reconciliation of cash, cash equivalents and restricted cash:

           

Cash and cash equivalents

    $ 2,459     $ 2,099     $ 2,144     $ 1,348     $ 1,683  

Restricted cash

      166       172       177       191       195  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 2,625     $ 2,271     $ 2,321     $ 1,539     $ 1,878  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

4

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CONSOLIDATED BALANCE SHEETS

 

 

(in millions)    March 31,
2022		     December 31,
2021		  

Current assets:

     

Cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 2,625     $ 2,271  

Accounts receivable

      2,002       1,543  

Other current assets

      346       435  
  

 

 

    

 

 

  

Total current assets

      4,973       4,249  

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

      13,566       13,536  

Other property and equipment, net

      1,508       1,472  
  

 

 

    

 

 

  

Total property and equipment, net

      15,074       15,008  

Goodwill

      753       753  

Right-of-use assets

      229       235  

Investments

      416       402  

Other long-term assets

      333       378  
  

 

 

    

 

 

  

Total assets

    $ 21,778     $ 21,025  
  

 

 

    

 

 

  

Current liabilities:

     

Accounts payable

    $ 576     $ 500  

Revenues and royalties payable

      1,672       1,456  

Other current liabilities

      1,506       1,131  
  

 

 

    

 

 

  

Total current liabilities

      3,754       3,087  

Long-term debt

      6,471       6,482  

Lease liabilities

      251       252  

Asset retirement obligations

      443       468  

Other long-term liabilities

      974       1,050  

Deferred income taxes

      450       287  

Stockholders’ equity:

     

Common stock

      66       66  

Additional paid-in capital

      7,371       7,636  

Retained earnings

      2,013       1,692  

Accumulated other comprehensive loss

      (131 )      (132 ) 

Treasury stock, at cost, 0.3 million shares in 2022

      (19 )      —    
  

 

 

    

 

 

  

Total stockholders’ equity attributable to Devon

      9,300       9,262  

Noncontrolling interests

      135       137  
  

 

 

    

 

 

  

Total equity

      9,435       9,399  
  

 

 

    

 

 

  

Total liabilities and equity

    $ 21,778     $ 21,025  
  

 

 

    

 

 

  

Common shares outstanding

      661       663  

 

5

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PRODUCTION

 

 

     2022      2021  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Oil (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      209        213        213        191        172  

Anadarko Basin

      14        14        14        17        13  

Williston Basin

      32        36        39        46        44  

Eagle Ford

      17        19        20        18        16  

Powder River Basin

      12        14        14        16        17  

Other

      4        4        3        3        6  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      288        300        303        291        268  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Natural gas liquids (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      92        107        100        82        60  

Anadarko Basin

      25        27        25        26        21  

Williston Basin

      8        9        9        9        8  

Eagle Ford

      9        9        11        9        6  

Powder River Basin

      2        2        3        3        3  

Other

      —          —          —          —          1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      136        154        148        129        99  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Gas (MMcf/d)

               

Delaware Basin

      561        577        578        513        471  

Anadarko Basin

      210        222        219        225        200  

Williston Basin

      54        64        59        61        49  

Eagle Ford

      61        60        67        59        47  

Powder River Basin

      19        19        19        21        21  

Other

      1        1        1        2        3  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      906        943        943        881        791  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

               

Delaware Basin

      394        416        409        358        310  

Anadarko Basin

      75        78        75        80        68  

Williston Basin

      48        55        58        66        61  

Eagle Ford

      36        38        42        37        30  

Powder River Basin

      18        19        20        22        23  

Other

      4        5        4        4        7  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      575        611        608        567        499  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

6

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CAPITAL EXPENDITURES

 

 

(in millions)    2022      2021  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

    $ 413      $ 392      $ 363      $ 394      $ 355  

Anadarko Basin

      16        19        15        11        13  

Williston Basin

      17        25        13        19        20  

Eagle Ford

      27        21        34        36        29  

Powder River Basin

      27        27        15        5        27  

Other

      1        2        2        2        3  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total upstream capital

    $ 501      $ 486      $ 442      $ 467      $ 447  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Environmental (1)

      16        —          —          —          —    

Midstream

      32        14        11        22        24  

Other

      15        21        28        20        16  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 564      $ 521      $ 481      $ 509      $ 487  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

(1)

Devon began tracking environmental capital separately in 2022.

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CAPITAL EXPENDITURES

 

GROSS OPERATED SPUDS

 

     2022      2021  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      59        54        50        55        60  

Anadarko Basin

      13        6        9        8        8  

Williston Basin

      —          9        —          —          7  

Eagle Ford

      11        9        10        11        14  

Powder River Basin

      —          4        9        1        —    
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      83        82        78        75        89  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

GROSS OPERATED WELLS TIED-IN

 

     2022      2021  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      52        65        52        88        52  

Anadarko Basin

      —          12        4        6        —    

Williston Basin

      —          —          4        13        —    

Eagle Ford

      8        7        19        9        12  

Powder River Basin

      4        2        2        —          10  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      64        86        81        116        74  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

AVERAGE LATERAL LENGTH           
(based on wells tied-in)    2022     2021  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Delaware Basin

      8,900 '      10,100 '      9,700 '      10,000 '      10,000 ' 

Anadarko Basin

      —         11,700 '      9,200 '      9,600 '      —    

Williston Basin

      —         —         9,600 '      10,000 '      —    

Eagle Ford

      7,500 '      7,100 '      6,300 '      5,600 '      4,400 ' 

Powder River Basin

      10,400 '      9,600 '      10,500 '      —         9,800 ' 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total

      8,800 '      10,100 '      8,900 '      9,600 '      9,100 ' 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

7

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REALIZED PRICING

 

BENCHMARK PRICES

 

(average prices)    2022     2021  
      Quarter 1       Quarter 4       Quarter 3       Quarter 2       Quarter 1   

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

    $ 94.45     $ 76.91     $ 70.64     $ 66.04     $ 57.87  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 4.96     $ 5.84     $ 4.02     $ 2.83     $ 2.71  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 43.99       $ 40.39       $ 36.85      $ 28.54      $ 25.81   

REALIZED PRICES

 

     2022     2021  
      Quarter 1       Quarter 4       Quarter 3       Quarter 2       Quarter 1   

Oil (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 93.12     $ 75.67     $ 68.44     $ 63.93     $ 56.07  

Anadarko Basin

      92.70       76.07       69.11       63.51       55.86  

Williston Basin

      90.87       74.02       66.60       62.00       52.74  

Eagle Ford

      94.51       75.35       68.32       64.04       54.90  

Powder River Basin

      92.69       72.86       65.81       62.36       53.77  

Other

      94.80       76.57       75.68       72.85       55.65  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      92.94       75.36       68.19       63.63       55.28  

Cash settlements

      (11.32 )      (13.14 )      (10.60 )      (13.29 )      (9.13 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 81.62     $ 62.22     $ 57.59     $ 50.34     $ 46.15  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Natural gas liquids (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 38.43     $ 35.56     $ 31.34     $ 23.81     $ 26.25  

Anadarko Basin

      38.38       35.66       33.20       25.55       23.14  

Williston Basin

      20.71       24.97       19.36       14.76       18.51  

Eagle Ford

      39.68       38.17       32.80       25.46       24.44  

Powder River Basin

      52.49       47.30       40.66       35.46       30.19  

Other

      56.00       66.22       54.51       41.19       31.86  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      37.76       35.36       31.25       23.89       25.01  

Cash settlements

      —         (0.54 )      (0.45 )      (0.25 )      (0.20 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 37.76     $ 34.82     $ 30.80     $ 23.64     $ 24.81  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Gas (Per Mcf)

           

Delaware Basin

    $ 3.83     $ 4.60     $ 3.58     $ 2.31     $ 3.19  

Anadarko Basin

      4.00       5.37       4.05       3.15       2.49  

Williston Basin

      0.74       1.53       0.65       (1.60 )      (0.48 ) 

Eagle Ford

      4.91       5.76       4.08       3.25       3.15  

Powder River Basin

      4.24       6.10       4.15       3.54       5.27  

Other

      4.09       4.11       2.60       2.74       2.57  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      3.77       4.68       3.55       2.35       2.84  

Cash settlements

      (0.62 )      (1.42 )      (0.78 )      (0.15 )      (0.15 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 3.15     $ 3.26     $ 2.77     $ 2.20     $ 2.69  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total oil equivalent (Per Boe)

           

Delaware Basin

    $ 63.75     $ 54.28     $ 48.29     $ 42.84     $ 40.95  

Anadarko Basin

      42.08       41.39       35.62       30.34       25.35  

Williston Basin

      63.31       53.44       48.55       43.98       40.79  

Eagle Ford

      62.74       56.06       47.40       42.84       38.90  

Powder River Basin

      75.75       63.45       55.93       52.55       47.58  

Other

      89.47       73.63       70.49       65.37       50.58  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      61.40       53.12       47.08       41.75       39.14  

Cash settlements

      (6.65 )      (8.78 )      (6.60 )      (7.11 )      (5.17 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 54.75     $ 44.34     $ 40.48     $ 34.64     $ 33.97  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

8

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ASSET MARGINS

 

BENCHMARK PRICES

 

(average prices)    2022      2021  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

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

    $ 94.45      $ 76.91      $ 70.64      $ 66.04      $ 57.87  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 4.96      $ 5.84      $ 4.02      $ 2.83      $ 2.71  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 43.99      $ 40.39      $ 36.85      $ 28.54      $ 25.81  

 

PER-UNIT CASH MARGIN BY ASSET (per Boe)           
     2022     2021  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Delaware Basin

           

Realized price

    $ 63.75     $ 54.28     $ 48.29     $ 42.84     $ 40.95  

Lease operating expenses

      (3.79 )      (4.02 )      (3.52 )      (3.91 )      (3.97 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.32 )      (2.27 )      (2.18 )      (2.06 )      (1.96 ) 

Production & property taxes

      (4.65 )      (3.40 )      (3.31 )      (3.08 )      (2.95 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 52.99     $ 44.59     $ 39.28     $ 33.79     $ 32.07  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Anadarko Basin

           

Realized price

    $ 42.08     $ 41.39     $ 35.62     $ 30.34     $ 25.35  

Lease operating expenses

      (2.75 )      (2.70 )      (2.58 )      (2.96 )      (3.82 ) 

Gathering, processing & transportation

      (6.67 )      (6.60 )      (6.14 )      (6.06 )      (6.31 ) 

Production & property taxes

      (2.35 )      (2.44 )      (1.70 )      (1.46 )      (1.21 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 30.31     $ 29.65     $ 25.20     $ 19.86     $ 14.01  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Williston Basin

           

Realized price

    $ 63.31     $ 53.44     $ 48.55     $ 43.98     $ 40.79  

Lease operating expenses

      (7.67 )      (5.76 )      (5.83 )      (4.87 )      (5.13 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.32 )      (2.09 )      (2.13 )      (1.86 )      (2.14 ) 

Production & property taxes

      (5.67 )      (4.64 )      (4.47 )      (4.27 )      (3.82 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 47.65     $ 40.95     $ 36.12     $ 32.98     $ 29.70  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Eagle Ford

           

Realized price

    $ 62.74     $ 56.06     $ 47.40     $ 42.84     $ 38.90  

Lease operating expenses

      (4.63 )      (3.78 )      (3.43 )      (3.47 )      (3.89 ) 

Gathering, processing & transportation

      (5.67 )      (6.65 )      (4.17 )      (5.56 )      (6.73 ) 

Production & property taxes

      (3.52 )      (2.93 )      (1.99 )      (1.93 )      (1.71 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 48.92     $ 42.70     $ 37.81     $ 31.88     $ 26.57  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Powder River Basin

           

Realized price

    $ 75.75     $ 63.45     $ 55.93     $ 52.55     $ 47.58  

Lease operating expenses

      (9.01 )      (7.49 )      (8.09 )      (6.65 )      (7.45 ) 

Gathering, processing & transportation

      (3.19 )      (2.86 )      (2.93 )      (3.02 )      (2.66 ) 

Production & property taxes

      (9.23 )      (7.49 )      (6.73 )      (6.10 )      (5.48 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 54.32     $ 45.61     $ 38.18     $ 36.78     $ 31.99  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Other

           

Realized price

    $ 89.47     $ 73.63     $ 70.49     $ 65.37     $ 50.58  

Lease operating expenses

      (21.34 )      (13.34 )      (16.42 )      (16.69 )      (17.15 ) 

Gathering, processing & transportation

      (0.24 )      (0.31 )      (0.35 )      (0.58 )      (0.62 ) 

Production & property taxes

      (5.93 )      (4.84 )      (4.19 )      (5.25 )      (4.60 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 61.96     $ 55.14     $ 49.53     $ 42.85     $ 28.21  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Devon - Total

           

Realized price

    $ 61.40     $ 53.12     $ 47.08     $ 41.75     $ 39.14  

Lease operating expenses

      (4.33 )      (4.18 )      (3.85 )      (4.06 )      (4.44 ) 

Gathering, processing & transportation

      (3.11 )      (3.08 )      (2.81 )      (2.85 )      (2.87 ) 

Production & property taxes

      (4.51 )      (3.49 )      (3.25 )      (3.05 )      (2.88 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 49.45     $ 42.37     $ 37.17     $ 31.79     $ 28.95  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

9

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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 (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 first-quarter 2022 earnings.

 

     Quarter Ended March 31, 2022  
     Before-tax      After-tax      After
Noncontrolling
Interests		      Per Diluted
Share		  

Total

            

Earnings (GAAP)

    $ 1,262      $ 995      $ 989      $ 1.48  

Adjustments:

            

Asset dispositions

      (1 )       —          —          —    

Deferred tax asset valuation allowance

      —          6        6        0.01  

Fair value changes in financial instruments

      338        260        260        0.39  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Core earnings (Non-GAAP)

    $ 1,599      $ 1,261       $ 1,255       $ 1.88   
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

*

The tax impact for the adjustments to core earnings in the table above are all deferred.

 

     Quarter Ended December 31, 2021  
     Before-tax      After-tax      After
Noncontrolling
Interests		      Per Diluted
Share		  

Total

            

Earnings (GAAP)

    $ 1,662      $ 1,512      $ 1,506      $ 2.23  

Adjustments:

            

Asset dispositions

      (49 )       (38 )       (38 )       (0.06 ) 

Asset and exploration impairments

      3        3        3        —    

Deferred tax asset valuation allowance

      —          (160 )       (160 )       (0.23 ) 

Change in tax legislation

      —          (2 )       (2 )       —    

Fair value changes in financial instruments

      (515 )       (397 )       (397 )       (0.59 ) 

Restructuring and transaction costs

      28        23        23        0.04  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Core earnings (Non-GAAP)

    $ 1,129      $ 941      $    935      $ 1.39  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

10

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RETURN ON CAPITAL EMPLOYED

Devon defines return on capital employed as pre-interest core earnings divided by average capital employed. Devon believes return on capital employed provides a useful measure of how efficiently the company is using its capital to generate profits. Average capital employed is the average of the capital employed as of the beginning and ending of the relevant period, with capital employed calculated as debt plus stockholders’ equity attributable to Devon less cash and cash equivalents. The table below provides Devon’s return on capital employed for the most recent fiscal year. Because we completed our merger with WPX on January 7, 2021, we have adjusted the beginning capital employed amount to include the associated merger consideration amounts.

 

     Year Ended  
     December 31, 2021  

Earnings (GAAP)

    $ 2,813  

Non-GAAP adjustments

      (439 ) 
  

 

 

  

Core earnings (Non-GAAP)

      2,374  

Net financing costs (GAAP)

      329  

Less gain on early retirement of debt

      30  
  

 

 

  

Adjusted net financing costs (Non-GAAP)

      359  

Less tax impact (21%)

      (77 ) 
  

 

 

  

After-tax net financing costs (Non-GAAP)

      282  
  

 

 

  

Pre-interest core earnings (Non-GAAP)

    $ 2,656  
  

 

 

  

Beginning balance:

   

Devon legacy

    $ 4,298  

Assumed in merger

      3,562  
  

 

 

  

Gross debt

      7,860  

Devon legacy

      2,885  

Equity consideration in merger

      5,432  
  

 

 

  

Stockholders’ equity

      8,317  

Devon legacy

      (2,237 ) 

Acquired in merger

      (344 ) 
  

 

 

  

Less cash

      (2,581 ) 
  

 

 

  

Beginning capital employed

    $ 13,596  
  

 

 

  

Ending balance:

   

Gross debt

    $ 6,482  

Stockholders’ equity

      9,262  

Less cash

      (2,271 ) 
  

 

 

  

Ending capital employed

    $ 13,473  
  

 

 

  

Average capital employed

    $ 13,535  
  

 

 

  

ROCE

      20 % 
  

 

 

  

EBITDAX

Devon believes EBITDAX provides information useful in assessing operating and financial performance across periods. Devon computes EBITDAX as net earnings 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.

 

     Q1 ‘22     Q4 ‘21     Q3 ‘21     Q2 ‘21     TTM     Q1 ‘21  

Net earnings (GAAP)

    $ 995     $ 1,512     $ 844     $ 261     $ 3,612     $ 216  

Financing costs, net

      85       86       86       80       337       77  

Income tax expense (benefit)

      267       150       120       43       580       (248 ) 

Exploration expenses

      2       5       3       3       13       3  

Depreciation, depletion and amortization

      489       577       578       536       2,180       467  

Asset dispositions

      (1 )      (49 )      —         (87 )      (137 )      (32 ) 

Share-based compensation

      20       19       18       20       77       20  

Derivative and financial instrument non-cash valuation changes

      339       (515 )      (35 )      336       125       296  

Restructuring and transaction costs

      —         28       18       23       69       189  

Accretion on discounted liabilities and other

      (61 )      (2 )      2       (14 )      (75 )      (29 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

EBITDAX (Non-GAAP)

    $ 2,135     $ 1,811     $ 1,634     $ 1,201     $ 6,781     $ 959  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Annualized EBITDAX for first-quarter 2021 (Non-GAAP)

              $ 3,836  

 

11

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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.

 

     Mar. 31, 2022     Dec. 31, 2021     Sep. 30, 2021     Jun. 30, 2021     Mar. 31, 2021  

Total debt (GAAP)

    $ 6,471     $ 6,482     $ 6,492     $ 6,502     $ 7,268  

Less:

           

Cash, cash equivalents and restricted cash

      (2,625 )      (2,271 )      (2,321 )      (1,539 )      (1,878 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 3,846     $ 4,211     $ 4,171     $ 4,963     $ 5,390  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

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.    

 

     March 31, 2022      December 31, 2021      March 31, 2021  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 3,846      $ 4,211      $ 5,390  

EBITDAX (Non-GAAP) (1)

    $ 6,781      $ 5,605      $ 3,836  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Net debt-to-EBITDAX (Non-GAAP)

      0.6        0.8        1.4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

(1)

The first quarter 2022 EBITDAX is an annualized measure using a trailing twelve month calculation. The first quarter 2021 EBITDAX is an annualized measure. See the EBITDAX table on the previous page for details. Due to the merger with WPX closing in the first quarter of 2021, Devon has shown Q1 2021 EBITDAX annualized divided by net debt to show a more meaningful net debt-to-EBITDAX measure.

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
Mar. 31, 2022		     Quarter Ended
Dec. 31, 2021		     Quarter Ended
Sep. 30, 2021		     Quarter Ended
Jun. 30, 2021		     Quarter Ended
Mar. 31, 2021		  

Total operating cash flow (GAAP)

    $ 1,837     $ 1,616     $ 1,598     $ 1,093     $ 592  

Less capital expenditures:

           

Capital expenditures

      (537 )      (512 )      (474 )      (504 )      (499 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Free cash flow (Non-GAAP)

      1,300       1,104       1,124       589       93  

Cash restructuring and transaction costs (Non-GAAP)

      —         28       14       23       167  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Adjusted free cash flow (Non-GAAP)

    $ 1,300     $ 1,132     $ 1,138     $ 612     $ 260  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

12

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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
March 31, 2022		     Quarter Ended
December 31, 2021		  

Capital expenditures (accrued)

    $ 564     $ 521  

Operating cash flow

    $ 1,837     $ 1,616  
  

 

 

    

 

 

  

Reinvestment rate (Non-GAAP)

      31 %      32 % 
  

 

 

    

 

 

  

VARIABLE DIVIDEND

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
March 31, 2022		  

Operating cash flow (GAAP)

    $ 1,837  

Changes in assets and liabilities, net

      143  
  

 

 

  

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

      1,980  

Ukraine charitable pledge

      20  
  

 

 

  

Adjusted cash flow (Non-GAAP)

      2,000  

Capital expenditures (Accrued)

      (564 ) 
  

 

 

  

Adjusted free cash flow (Non-GAAP)

      1,436  

Fixed quarterly dividend ($0.16/share)

      (109 ) 
  

 

 

  

Excess free cash flow (Non-GAAP)

      1,327  

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

      50 % 
  

 

 

  

~50% of excess free cash flow

      663  

Contingent proceeds (Barnett and Wind River)

      69  
  

 

 

  

Total variable dividend

    $ 732  
  

 

 

  

 

13

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SECOND-QUARTER AND FULL-YEAR 2022 GUIDANCE

 

PRODUCTION GUIDANCE

 

     Quarter 2     Full Year  
         Low             High             Low             High      

Oil (MBbls/d)

      289          296          285          295     

Natural gas liquids (MBbls/d)

      146       151       138       148  

Gas (MMcf/d)

        900       940       880       940  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

        585         604         570            600  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

CAPITAL EXPENDITURES GUIDANCE

 

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

Upstream capital

    $ 520        $ 560        $ 1,900        $ 2,200     

Environmental capital

      20       30       80       120  

Midstream & other capital

      30       50       80       120  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total capital

    $ 570     $ 640     $ 2,060     $ 2,440  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

PRICE REALIZATIONS GUIDANCE

 

     Quarter 2     Full Year  
         Low             High             Low             High      

Oil - % of WTI

        92 %      100 %      92 %      100 % 

NGL - % of WTI

      35 %      45 %      35 %      45 % 

Natural gas - % of Henry Hub

      75 %      85 %      80 %      90 % 

OTHER GUIDANCE ITEMS

 

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

Marketing & midstream operating profit

    $ (10 )    $ —       $ (25 )    $ (15 ) 

LOE & GP&T per BOE

    $ 7.30     $ 7.60     $ 7.25     $ 7.75  

Production & property taxes as % of upstream sales

      7.0 %      8.0 %      7.0 %      8.0 % 

Exploration expenses

    $ —       $ 5     $ 5     $ 15  

Depreciation, depletion and amortization

    $ 500     $ 550     $ 2,050     $ 2,150  

General & administrative expenses

    $ 80     $ 85     $ 330     $ 350  

Net financing costs, net

    $ 80     $ 90     $ 335     $ 345  

Other expenses

    $ —       $ 10     $ (50 )    $ (30 ) 

INCOME TAX GUIDANCE

 

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

Current income tax rate(1)

      9 %      9 % 

Deferred income tax rate

      13 %      13 % 
  

 

 

    

 

 

  

Total income tax rate

      22 %      22 % 
  

 

 

    

 

 

  

 

  (1)

Assumes $95 WTI and $6 Henry Hub pricing for full-year 2022.

 

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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  

2022 & 2023 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 2022

      35,800      $ 44.29        40,000      $ 51.13      $ 68.86  

Q3 2022

      35,000      $ 44.61        42,500      $ 56.11      $ 73.82  

Q4 2022

      35,000      $ 44.61        30,500      $ 60.53      $ 84.02  

Q1-Q4 2023

      —        $ —          6,200      $ 61.32      $ 97.65  

Oil Basis Swaps

 

Period

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

Q2-Q4 2022

    BRENT/WTI Spread      1,000      $ (7.75 ) 

Q2-Q4 2022

    NYMEX Roll      29,000      $ 0.45  

Q1-Q4 2023

    Midland Sweet      3,000      $ 0.73  

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 2022

      110,000      $ 2.79        253,000      $ 2.92      $ 4.10  

Q3 2022

      110,000      $ 2.79        221,000      $ 2.98      $ 4.35  

Q4 2022

      120,000      $ 3.15        165,000      $ 3.16      $ 4.82  

Q1-Q4 2023

      7,425      $ 4.81        63,901      $ 3.43      $ 5.86  

Natural Gas Basis Swaps

 

Period

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

Q2-Q4 2022

    WAHA      70,000      $ (0.57 ) 

Q2-Q4 2022

    El Paso Permian      40,000      $ (0.82 ) 

Q2-Q4 2022

    Houston Ship Channel      18,909      $ (0.16 ) 

Q1-Q4 2023

    WAHA      70,000      $ (0.51 ) 

Q1-Q4 2023

    El Paso Permian      85,000      $ (1.47 ) 

Q1-Q4 2023

    Houston Ship Channel      30,000      $ (0.15 ) 

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 Henry Hub index. Commodity hedge positions are shown as of April 28, 2022.

 

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