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Exhibit 99.2

Devon Energy First-Quarter 2024

Supplemental Tables

 

TABLE OF CONTENTS:    PAGE:  

Consolidated Statements of Earnings

      2  

Supplemental Information for Consolidated Statements of Earnings

      3  

Consolidated Balance Sheets

      4  

Consolidated Statements of Cash Flows

      5  

Production

      6  

Capital Expenditures and Supplemental Information for Capital Expenditures

      7  

Realized Pricing

      8  

Asset Margins

      9  

Core Earnings and EBITDAX

      10  

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

      11  

 

1

CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

(in millions, except per share amounts)    2024     2023  
     Quarter 1     Quarter 4      Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Oil, gas and NGL sales

    $ 2,629     $ 2,737      $ 2,882     $ 2,493     $ 2,679  

Oil, gas and NGL derivatives (1)

      (145 )      324        (194 )      (76 )      64  

Marketing and midstream revenues

      1,112       1,084        1,148       1,037       1,080  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total revenues

      3,596       4,145        3,836       3,454       3,823  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Production expenses (2)

      751       759        757       719       693  

Exploration expenses

      9       4        3       10       3  

Marketing and midstream expenses

      1,133       1,093        1,160       1,051       1,105  

Depreciation, depletion and amortization

      722       650        651       638       615  

Asset dispositions

      1       11        —        (41 )      —   

General and administrative expenses

      114       111        99       92       106  

Financing costs, net (3)

      76       77        81       78       72  

Other, net

      22       10        13       10       5  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total expenses

      2,828       2,715        2,764       2,557       2,599  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Earnings before income taxes

      768       1,430        1,072       897       1,224  

Income tax expense (4)

      159       269        152       199       221  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings

      609       1,161        920       698       1,003  

Net earnings attributable to noncontrolling interests

      13       9        10       8       8  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings attributable to Devon

    $ 596     $ 1,152      $ 910     $ 690     $ 995  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net earnings per share:

            

Basic net earnings per share

    $ 0.95     $ 1.81      $ 1.43     $ 1.08     $ 1.53  

Diluted net earnings per share

    $ 0.94     $ 1.81      $ 1.42     $ 1.07     $ 1.53  

Weighted average common shares outstanding:

            

Basic

      629       635        637       638       645  

Diluted

      632       638        639       639       647  

 

2

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

(1) OIL, GAS AND NGL DERIVATIVES

(in millions)    2024     2023  
     Quarter 1     Quarter 4      Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Derivative cash settlements

    $ 24     $ 8      $ (11 )    $ 37     $ 13  

Derivative valuation changes

      (169 )      316        (183 )      (113 )      51  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Oil, gas and NGL derivatives

    $ (145 )    $ 324      $ (194 )    $ (76 )    $ 64  
  

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

(2) PRODUCTION EXPENSES

(in millions)    2024      2023  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Lease operating expense

    $ 380      $ 381      $ 367      $ 353      $ 327  

Gathering, processing & transportation

      180        181        178        177        166  

Production taxes

      175        182        191        165        175  

Property taxes

      16        15        21        24        25  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Production expenses

    $ 751      $ 759      $ 757      $ 719      $ 693  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

(3) FINANCING COSTS, NET

(in millions)    2024     2023  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Interest based on outstanding debt

    $ 87     $ 87     $ 93     $ 96     $ 93  

Interest income

      (13 )      (12 )      (11 )      (15 )      (17 ) 

Other

      2       2       (1 )      (3 )      (4 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Financing costs, net

    $ 76     $ 77     $ 81     $ 78     $ 72  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

(4) INCOME TAX EXPENSE

(in millions)    2024      2023  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Current expense

    $ 119      $ 105      $ 139      $ 80      $ 141  

Deferred expense

      40        164        13        119        80  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Income tax expense

    $ 159      $ 269      $ 152      $ 199      $ 221  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

3

CONSOLIDATED BALANCE SHEETS

 

 

 

(in millions)    2024     2023  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Current assets:

           

Cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 1,149     $ 875     $ 761     $ 488     $ 887  

Accounts receivable

      1,670       1,573       1,853       1,519       1,615  

Inventory

      234       249       233       201       212  

Other current assets

      345       460       365       397       475  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total current assets

      3,398       3,157       3,212       2,605       3,189  

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

      18,033       17,825       17,563       17,317       16,932  

Other property and equipment, net

      1,551       1,503       1,468       1,446       1,583  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total property and equipment, net

      19,584       19,328       19,031       18,763       18,515  

Goodwill

      753       753       753       753       753  

Right-of-use assets

      276       267       261       266       219  

Investments

      713       666       671       675       469  

Other long-term assets

      254       319       313       293       275  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total assets

    $ 24,978     $ 24,490     $ 24,241     $ 23,355     $ 23,420  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Current liabilities:

           

Accounts payable

    $ 879     $ 760     $ 812     $ 843     $ 935  

Revenues and royalties payable

      1,268       1,222       1,434       1,199       1,266  

Short-term debt

      479       483       487       244       247  

Income taxes payable

      189       67       58       1       154  

Other current liabilities

      451       417       539       382       329  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total current liabilities

      3,266       2,949       3,330       2,669       2,931  

Long-term debt

      5,668       5,672       5,675       6,169       6,175  

Lease liabilities

      301       295       290       299       256  

Asset retirement obligations

      683       643       641       548       546  

Other long-term liabilities

      841       876       850       858       866  

Deferred income taxes

      1,878       1,838       1,676       1,662       1,543  

Stockholders’ equity:

           

Common stock

      63       64       64       64       64  

Additional paid-in capital

      5,718       5,939       6,153       6,131       6,344  

Retained earnings

      6,509       6,195       5,535       4,940       4,712  

Accumulated other comprehensive loss

      (123 )      (124 )      (113 )      (114 )      (115 ) 

Treasury stock

      —        (13 )      —        —        (28 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total stockholders’ equity attributable to Devon

      12,167       12,061       11,639       11,021       10,977  

Noncontrolling interests

      174       156       140       129       126  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total equity

      12,341       12,217       11,779       11,150       11,103  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total liabilities and equity

    $ 24,978     $ 24,490     $ 24,241     $ 23,355     $ 23,420  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

4

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

 

 

 

(in millions)    2024     2023  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Cash flows from operating activities:

           

Net earnings

    $ 609     $ 1,161     $ 920     $ 698     $ 1,003  

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

           

Depreciation, depletion and amortization

      722       650       651       638       615  

Leasehold impairments

      —        1       1       3       —   

Accretion (amortization) of liabilities

      —        1       (2 )      (8 )      (7 ) 

Total (gains) losses on commodity derivatives

      145       (324 )      194       76       (64 ) 

Cash settlements on commodity derivatives

      24       8       (11 )      37       13  

(Gains) losses on asset dispositions

      1       11       —        (41 )      —   

Deferred income tax expense

      40       164       13       119       80  

Share-based compensation

      24       23       22       25       23  

Other

      3       (3 )      (2 )      (2 )      2  

Changes in assets and liabilities, net

      170       45       (61 )      (140 )      12  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from operating activities

      1,738       1,737       1,725       1,405       1,677  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from investing activities:

           

Capital expenditures

      (894 )      (910 )      (882 )      (1,079 )      (1,012 ) 

Acquisitions of property and equipment

      (8 )      (10 )      (23 )      (18 )      (13 ) 

Divestitures of property and equipment

      17       3       1       1       21  

Distributions from investments

      11       8       7       9       8  

Contributions to investments and other

      (47 )      (1 )      —        (15 )      (37 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from investing activities

      (921 )      (910 )      (897 )      (1,102 )      (1,033 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from financing activities:

           

Repayments of long-term debt

      —        —        (242 )      —        —   

Repurchases of common stock

      (205 )      (234 )      —        (228 )      (517 ) 

Dividends paid on common stock

      (299 )      (488 )      (312 )      (462 )      (596 ) 

Contributions from noncontrolling interests

      12       19       10       8       —   

Distributions to noncontrolling interests

      (7 )      (12 )      (9 )      (13 )      (11 ) 

Shares exchanged for tax withholdings and other

      (42 )      (1 )      —        (9 )      (87 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from financing activities

      (541 )      (716 )      (553 )      (704 )      (1,211 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Effect of exchange rate changes on cash

      (2 )      3       (2 )      2       —   
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net change in cash, cash equivalents and restricted cash

      274       114       273       (399 )      (567 ) 

Cash, cash equivalents and restricted cash at beginning of period

      875       761       488       887       1,454  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash, cash equivalents and restricted cash at end of period

    $ 1,149     $ 875     $ 761     $ 488     $ 887  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reconciliation of cash, cash equivalents and restricted cash:

           

Cash and cash equivalents

    $ 1,126     $ 853     $ 654     $ 372     $ 761  

Restricted cash

      23       22       107       116       126  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 1,149     $ 875     $ 761     $ 488     $ 887  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

5

PRODUCTION

 

 

 

     2024      2023  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Oil (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      208        208        215        209        211  

Eagle Ford

      43        43        40        45        40  

Anadarko Basin

      11        13        14        15        15  

Williston Basin

      40        36        35        36        36  

Powder River Basin

      13        13        13        14        14  

Other

      4        4        4        4        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      319        317        321        323        320  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Natural gas liquids (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      113        112        112        105        97  

Eagle Ford

      14        15        15        16        15  

Anadarko Basin

      26        29        27        31        26  

Williston Basin

      10        10        9        9        8  

Powder River Basin

      2        3        2        2        2  

Other

      —         —         1        1        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      165        169        166        164        149  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Gas (MMcf/d)

               

Delaware Basin

      695        673        680        636        640  

Eagle Ford

      79        81        78        86        82  

Anadarko Basin

      223        225        235        254        237  

Williston Basin

      63        61        58        59        54  

Powder River Basin

      18        20        18        18        16  

Other

      1        1        1        1        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      1,079        1,061        1,070        1,054        1,030  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

               

Delaware Basin

      437        433        440        420        415  

Eagle Ford

      70        72        68        74        68  

Anadarko Basin

      74        79        80        89        81  

Williston Basin

      61        55        54        56        53  

Powder River Basin

      18        19        19        19        19  

Other

      4        4        4        4        5  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      664        662        665        662        641  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

6

CAPITAL EXPENDITURES

 

 

 

(in millions)    2024      2023  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

    $ 555      $ 506      $ 503      $ 583      $ 572  

Eagle Ford

      156        194        198        179        188  

Anadarko Basin

      59        51        13        67        66  

Williston Basin

      27        55        69        89        73  

Powder River Basin

      43        55        45        39        32  

Other

      2        3        2        1        2  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total upstream capital

    $ 842      $ 864      $ 830      $ 958      $ 933  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Carbon capital

      32        31        25        30        27  

Midstream and Corporate

      63        45        41        30        28  

Acquisitions

      8        11        23        18        13  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 945      $ 951      $ 919      $ 1,036      $ 1,001  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CAPITAL EXPENDITURES

 

 

GROSS OPERATED SPUDS

     2024      2023  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      76        60        64        65        60  

Eagle Ford

      30        26        28        18        23  

Anadarko Basin

      4        17        10        9        19  

Williston Basin

      1        —         7        8        6  

Powder River Basin

      3        5        4        3        3  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      114        108        113        103        111  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

GROSS OPERATED WELLS TIED-IN

     2024      2023  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      59        62        59        76        42  

Eagle Ford

      26        24        13        29        26  

Anadarko Basin

      5        4        —         16        7  

Williston Basin

      10        6        6        8        17  

Powder River Basin

      2        4        3        2        5  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      102        100        81        131        97  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

NET OPERATED WELLS TIED-IN

     2024      2023  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      50        47        49        61        40  

Eagle Ford

      21        20        12        25        18  

Anadarko Basin

      2        1        —         7        3  

Williston Basin

      10        3        4        6        15  

Powder River Basin

      2        4        3        2        4  

Total

      85        75        68        101        80  

AVERAGE LATERAL LENGTH

(based on wells tied-in)    2024      2023  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      10,300’        10,300’        9,700’        10,100’        9,900’  

Eagle Ford

      6,700’        7,900’        5,000’        6,200’        6,700’  

Anadarko Basin

      10,000’        12,500’        —         9,100’        9,300’  

Williston Basin

      9,600’        12,300’        12,300’        10,000’        11,500’  

Powder River Basin

      9,600’        9,600’        13,300’        15,000’        10,700’  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      9,300’        9,900’        9,300’        9,200’        9,300’  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

7

REALIZED PRICING

 

 

 

BENCHMARK PRICES                                
(average prices)    2024     2023  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2      Quarter 1  

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

    $ 77.01     $ 78.48     $ 82.06     $ 73.76      $ 76.17  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 2.25     $ 2.88     $ 2.54     $ 2.09      $ 3.44  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 27.51     $ 25.52     $ 26.62     $ 23.99      $ 29.48  
REALIZED PRICES   
     2024     2023  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2      Quarter 1  

Oil (Per Bbl)

            

Delaware Basin

    $ 76.23     $ 77.75     $ 80.72     $ 71.86      $ 74.43  

Eagle Ford

      76.51       78.51       80.85       72.36        74.06  

Anadarko Basin

      74.91       77.09       79.86       71.52        74.14  

Williston Basin

      71.13       74.26       79.50       70.80        74.09  

Powder River Basin

      71.93       74.58       78.51       70.75        74.30  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

Realized price without hedges

      75.40       77.32       80.48       71.74        74.32  

Cash settlements

      (0.25 )      (0.34 )      (0.67 )      —         (0.10 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 75.15     $ 76.98     $ 79.81     $ 71.74      $ 74.22  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

Natural gas liquids (Per Bbl)

            

Delaware Basin

    $ 20.55     $ 19.93     $ 20.76     $ 18.07      $ 23.72  

Eagle Ford

      23.67       22.67       23.70       20.22        26.18  

Anadarko Basin

      24.77       21.44       23.37       19.42        27.88  

Williston Basin

      6.27       2.95       4.09       2.52        8.97  

Powder River Basin

      32.91       28.80       29.63       24.52        35.72  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

Realized price without hedges

      20.81       19.67       20.72       17.79        24.12  

Cash settlements

      (0.08 )      —        —        —         —   

Realized price, including cash settlements

    $ 20.73     $ 19.67     $ 20.72     $ 17.79      $ 24.12  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

Gas (Per Mcf)

            

Delaware Basin

    $ 1.19     $ 1.76     $ 1.94     $ 1.18      $ 1.90  

Eagle Ford

      1.89       2.44       2.31       1.80        2.99  

Anadarko Basin

      1.92       2.38       2.17       1.72        3.14  

Williston Basin

      N/M       N/M       N/M       N/M        1.57  

Powder River Basin

      2.29       2.52       2.53       2.41        4.25  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

Realized price without hedges

      1.30       1.83       1.92       1.27        2.29  

Cash settlements

      0.32       0.19       0.09       0.39        0.18  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 1.62     $ 2.02     $ 2.01     $ 1.66      $ 2.47  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (Per Boe)

            

Delaware Basin

    $ 43.55     $ 45.38     $ 47.68     $ 42.05      $ 46.35  

Eagle Ford

      53.81       54.64       55.71       49.69        52.81  

Anadarko Basin

      25.48       26.96       27.88       24.04        32.16  

Williston Basin

      47.37       47.77       52.64       45.94        52.94  

Powder River Basin

      57.60       57.99       62.21       56.33        63.01  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

Realized price without hedges

      43.52       44.93       47.10       41.39        46.44  

Cash settlements

      0.39       0.14       (0.18 )      0.61        0.22  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 43.91     $ 45.07     $ 46.92     $ 42.00      $ 46.66  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

  

 

8

ASSET MARGINS

 

 

BENCHMARK PRICES

(average prices)    2024      2023  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

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

    $ 77.01      $ 78.48      $ 82.06      $ 73.76      $ 76.17  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 2.25      $ 2.88      $ 2.54      $ 2.09      $ 3.44  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 27.51      $ 25.52      $ 26.62      $ 23.99      $ 29.48  

PER-UNIT CASH MARGIN BY ASSET (per Boe)

 

     2024     2023  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Delaware Basin

           

Realized price

    $ 43.55     $ 45.38     $ 47.68     $ 42.05     $ 46.35  

Lease operating expenses

      (5.54 )      (5.46 )      (5.03 )      (4.96 )      (4.58 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.79 )      (2.75 )      (2.63 )      (2.63 )      (2.63 ) 

Production & property taxes

      (3.16 )      (3.24 )      (3.48 )      (3.18 )      (3.43 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 32.06     $ 33.93     $ 36.54     $ 31.28     $ 35.71  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Eagle Ford

           

Realized price

    $ 53.81     $ 54.64     $ 55.71     $ 49.69     $ 52.81  

Lease operating expenses

      (7.59 )      (7.05 )      (7.52 )      (6.18 )      (6.32 ) 

Gathering, processing & transportation

      (1.67 )      (1.62 )      (1.63 )      (1.67 )      (1.49 ) 

Production & property taxes

      (2.73 )      (2.95 )      (3.18 )      (2.97 )      (3.25 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 41.82     $ 43.02     $ 43.38     $ 38.87     $ 41.75  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Anadarko Basin

           

Realized price

    $ 25.48     $ 26.96     $ 27.88     $ 24.04     $ 32.16  

Lease operating expenses

      (3.33 )      (3.26 )      (3.43 )      (3.13 )      (3.41 ) 

Gathering, processing & transportation

      (6.27 )      (5.98 )      (6.11 )      (5.97 )      (5.93 ) 

Production & property taxes

      (1.24 )      (1.40 )      (1.36 )      (1.22 )      (1.73 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 14.64     $ 16.32     $ 16.98     $ 13.72     $ 21.09  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Williston Basin

           

Realized price

    $ 47.37     $ 47.77     $ 52.64     $ 45.94     $ 52.94  

Lease operating expenses

      (10.88 )      (13.07 )      (13.04 )      (13.43 )      (13.25 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.03 )      (2.34 )      (2.31 )      (2.29 )      (2.19 ) 

Production & property taxes

      (4.72 )      (4.78 )      (5.13 )      (4.68 )      (4.85 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 29.74     $ 27.58     $ 32.16     $ 25.54     $ 32.65  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Powder River Basin

           

Realized price

    $ 57.60     $ 57.99     $ 62.21     $ 56.33     $ 63.01  

Lease operating expenses

      (11.66 )      (8.65 )      (8.45 )      (10.03 )      (11.07 ) 

Gathering, processing & transportation

      (3.03 )      (3.17 )      (3.02 )      (2.97 )      (2.73 ) 

Production & property taxes

      (6.91 )      (6.75 )      (7.45 )      (6.79 )      (7.78 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 36.00     $ 39.42     $ 43.29     $ 36.54     $ 41.43  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Devon - Total

           

Realized price

    $ 43.52     $ 44.93     $ 47.10     $ 41.39     $ 46.44  

Lease operating expenses

      (6.29 )      (6.25 )      (6.00 )      (5.86 )      (5.67 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.98 )      (2.97 )      (2.91 )      (2.94 )      (2.88 ) 

Production & property taxes

      (3.16 )      (3.24 )      (3.46 )      (3.14 )      (3.47 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 31.09     $ 32.47     $ 34.73     $ 29.45     $ 34.42  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

9

NON-GAAP MEASURES

 

 

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

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

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

CORE EARNINGS

Devon’s reported net earnings include items of income and expense that are typically excluded by securities analysts in their published estimates of the company’s financial results. Accordingly, the company also uses the measures of core earnings and core earnings per share attributable to Devon. Devon believes these non-GAAP measures facilitate comparisons of its performance to earnings estimates published by securities analysts. Devon also believes these non-GAAP measures can facilitate comparisons of its performance between periods and to the performance of its peers. The following table summarizes the effects of these items on first-quarter 2024 earnings.

 

     Quarter Ended March 31, 2024  
     Before-tax      After-tax      After NCI      Per Diluted
Share		  

Total

            

Earnings (GAAP)

    $ 768      $ 609      $ 596      $ 0.94  

Adjustments:

            

Asset dispositions

      1        1        1        —   

Deferred tax asset valuation allowance

      —         (1 )       (1 )       —   

Fair value changes in financial instruments

      172        134        134        0.22  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Core earnings (Non-GAAP)

    $ 941      $ 743      $ 730      $ 1.16  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

EBITDAX

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

 

     Q1 ‘24      Q4 ‘23     Q3 ‘23      Q2 ‘23     TTM     Q1 ‘23  

Net earnings (GAAP)

    $ 609      $ 1,161     $ 920      $ 698     $ 3,388     $ 1,003  

Financing costs, net

      76        77       81        78       312       72  

Income tax expense

      159        269       152        199       779       221  

Exploration expenses

      9        4       3        10       26       3  

Depreciation, depletion and amortization

      722        650       651        638       2,661       615  

Asset dispositions

      1        11       —         (41 )      (29 )      —   

Share-based compensation

      24        22       22        25       93       23  

Derivative & financial instrument non-cash val. changes

      169        (316 )      183        113       149       (51 ) 

Accretion on discounted liabilities and other

      22        10       13        10       55       5  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

EBITDAX (Non-GAAP)

    $ 1,791      $ 1,888     $ 2,025      $ 1,730     $ 7,434     $ 1,891  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

10

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.

 

     Mar. 31, 2024     Dec. 31, 2023     Sep. 30, 2023     Jun. 30, 2023     Mar. 31, 2023  

Total debt (GAAP)

    $ 6,147     $ 6,155     $ 6,162     $ 6,413     $ 6,422  

Less:

           

Cash, cash equivalents and restricted cash

      (1,149 )      (875 )      (761 )      (488 )      (887 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 4,998     $ 5,280     $ 5,401     $ 5,925     $ 5,535  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

NET DEBT-TO-EBITDAX

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

 

     Mar. 31, 2024      Dec. 31, 2023      Sep. 30, 2023      Jun. 30, 2023      Mar. 31, 2023  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 4,998      $ 5,280      $ 5,401      $ 5,925      $ 5,535  

EBITDAX (Non-GAAP) (1)

    $ 7,434      $ 7,534      $ 7,776      $ 8,239      $ 9,342  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Net debt-to-EBITDAX (Non-GAAP)

      0.7        0.7        0.7        0.7        0.6  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

(1)

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

FREE CASH FLOW

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

 

     Quarter Ended
Mar. 31, 2024		     Quarter Ended
Dec. 31, 2023		     Quarter Ended
Sep. 30, 2023		     Quarter Ended
Jun. 30, 2023		     Quarter Ended
Mar. 31, 2023		  

Total operating cash flow (GAAP)

    $ 1,738     $ 1,737     $ 1,725     $ 1,405     $ 1,677  

Less capital expenditures:

      (894 )      (910 )      (882 )      (1,079 )      (1,012 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Free cash flow (Non-GAAP)

    $ 844     $ 827     $ 843     $ 326     $ 665  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

ADJUSTED FREE CASH FLOW

Devon is committed to returning approximately 70% of our adjusted free cash flow to shareholders through a fixed dividend, variable dividend and share repurchases. Adjusted free cash flow is calculated as total operating cash flow before balance sheet changes less accrued capital expenditures.

 

     Quarter Ended
Mar. 31, 2024		  

Total operating cash flow (GAAP)

    $ 1,738  

Changes in assets and liabilities

      (170 ) 
  

 

 

  

Cash flow before balance sheet changes (Non-GAAP)

      1,568  

Capital expenditures (Accrued)

      (945 ) 
  

 

 

  

Adjusted free cash flow (Non-GAAP)

    $ 623  
  

 

 

  

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
Mar. 31, 2024		     Quarter Ended
Dec. 31, 2023		     Quarter Ended
Sep. 30, 2023		     Quarter Ended
Jun. 30, 2023		     Quarter Ended
Mar. 31, 2023		  

Capital expenditures (Accrued)

    $ 945     $ 951     $ 919     $ 1,036     $ 1,001  

Operating cash flow

    $ 1,738     $ 1,737     $ 1,725     $ 1,405     $ 1,677  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reinvestment rate (Non-GAAP)

      54 %      55 %      53 %      74 %      60 % 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

11

SECOND-QUARTER AND FULL-YEAR 2024 GUIDANCE   

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PRODUCTION GUIDANCE

 

     Quarter 2      Full Year  
     Low      High      Low      High  

Oil (MBbls/d)

      321        327        316        322  

Natural gas liquids (MBbls/d)

      168        174        164        170  

Gas (MMcf/d)

      1,085        1,135        1,050        1,100  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

      670        690        655        675  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

CAPITAL EXPENDITURES GUIDANCE

 

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

Upstream capital

    $ 850      $ 900      $ 3,050      $ 3,250  

Carbon capital

      30        40        125        175  

Midstream & other capital

      35        45        125        175  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 915      $ 985      $ 3,300      $ 3,600  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

PRICE REALIZATIONS GUIDANCE

 

     Quarter 2     Full Year  
     Low     High     Low     High  

Oil - % of WTI

      95 %      100 %      95 %      100 % 

NGL - % of WTI

      20 %      30 %      20 %      30 % 

Natural gas - % of Henry Hub(1)

      20 %      40 %      50 %      60 % 

 

(1)

Realizations do not include impact from natural gas basis swaps.

OTHER GUIDANCE ITEMS

 

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

Marketing & midstream operating profit

    $ (15 )    $ (5 )    $ (50 )    $ (40 ) 

LOE & GP&T per BOE

    $ 9.20     $ 9.40     $ 9.20     $ 9.40  

Production & property taxes as % of upstream sales

      7.4 %      8.0 %      7.4 %      8.0 % 

Exploration expenses

    $ —      $ 5     $ 15     $ 25  

Depreciation, depletion and amortization

    $ 730     $ 770     $ 2,850     $ 2,950  

General & administrative expenses

    $ 105     $ 115     $ 410     $ 450  

Net financing costs, net

    $ 75     $ 85     $ 310     $ 330  

Other expenses

    $ —      $ 10     $ 30     $ 40  

INCOME TAX GUIDANCE

 

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

Current income tax rate

      14 %      16 %      14 %      16 % 

Deferred income tax rate

      6 %      8 %      6 %      8 % 
  

 

 

    

 

 

  

Total income tax rate

      ~22%       ~22%  
  

 

 

    

 

 

  

 

12

CONTINGENT PAYMENTS FOR BARNETT SHALE DIVESTITURE (through 2024)   

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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  

2024 & 2025 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 2024     26,341     $ 79.01       67,022     $ 65.98     $ 84.78  
Q3 2024     28,000     $ 78.97       79,000     $ 66.92     $ 84.61  
Q4 2024     28,000     $ 78.97       69,000     $ 67.93     $ 84.38  
Q1-Q4 2025     3,468     $ 72.75       992     $ 70.00     $ 77.40  

Oil Basis Swaps

 

Period   Index   Volume
(Bbls/d)		     Weighted Average
Differential to WTI
($/Bbl)		  
Q2 2024   Midland Sweet     62,500     $ 1.17  
Q3-Q4 2024   Midland Sweet     69,500     $ 1.17  
Q1-Q4 2025   Midland Sweet     63,000     $ 1.00  

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 2024     263,000     $ 3.21       56,000     $ 3.91     $ 6.19  
Q3 2024     263,000     $ 3.21       —      $ —      $ —   
Q4 2024     209,000     $ 3.18       —      $ —      $ —   
Q1-Q4 2025     75,537     $ 3.04       —      $ —      $ —   

Natural Gas Basis Swaps

 

Period   Index   Volume (MMBtu/d)   Weighted Average
Differential to Henry
Hub ($/MMBtu)		  
Q2 2024   El Paso Permian   60,000   $ (0.90 ) 
Q3–Q4 2024   El Paso Permian   10,000   $ (1.00 ) 
Q2–Q4 2024   Houston Ship Channel   110,000   $ (0.24 ) 
Q2 2024   WAHA   70,000   $ (0.66 ) 
Q3–Q4 2024   WAHA   60,000   $ (0.58 ) 
Q1–Q4 2025   WAHA   10,000   $ (0.63 ) 

 

13

2024 & 2025 HEDGING POSITIONS (continued)   

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NGL Commodity Hedges

 

        Price Swaps  
Period   Product   Volume (Bbls/d)   Weighted Average
Price ($/Bbl)		  
Q2-Q4 2024   Natural Gasoline   3,000   $ 69.11  
Q2-Q4 2024   Normal Butane   3,350   $ 37.58  
Q2 2024   Propane   4,591   $ 32.87  
Q3-Q4 2024   Propane   5,250   $ 33.01  

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. Devon’s NGL derivatives settle against the average of the prompt month OPIS Mont Belvieu, Texas index. Commodity hedge positions are shown as of March 31, 2024.

 

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