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Exhibit 99.2

Devon Energy Third-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 3      Quarter 2      Quarter 1     Quarter 4      Quarter 3  

Oil, gas and NGL sales

   $ 2,665      $ 2,796      $ 2,629     $ 2,737      $ 2,882  

Oil, gas and NGL derivatives (1)

     227        23        (145     324        (194

Marketing and midstream revenues

     1,132        1,098        1,112       1,084        1,148  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

   

 

 

    

 

 

 

Total revenues

     4,024        3,917        3,596       4,145        3,836  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

   

 

 

    

 

 

 

Production expenses (2)

     763        788        751       759        757  

Exploration expenses

     4        3        9       4        3  

Marketing and midstream expenses

     1,149        1,108        1,133       1,093        1,160  

Depreciation, depletion and amortization

     794        768        722       650        651  

Asset dispositions

     —         15        1       11        —   

General and administrative expenses

     117        114        114       111        99  

Financing costs, net (3)

     88        76        76       77        81  

Restructuring and transaction costs

     8        —         —        —         —   

Other, net

     37        5        22       10        13  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

   

 

 

    

 

 

 

Total expenses

     2,960        2,877        2,828       2,715        2,764  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

   

 

 

    

 

 

 

Earnings before income taxes

     1,064        1,040        768       1,430        1,072  

Income tax expense (4)

     239        185        159       269        152  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

   

 

 

    

 

 

 

Net earnings

     825        855        609       1,161        920  

Net earnings attributable to noncontrolling interests

     13        11        13       9        10  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

   

 

 

    

 

 

 

Net earnings attributable to Devon

   $ 812      $ 844      $ 596     $ 1,152      $ 910  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

   

 

 

    

 

 

 

Net earnings per share:

             

Basic net earnings per share

   $ 1.31      $ 1.35      $ 0.95     $ 1.81      $ 1.43  

Diluted net earnings per share

   $ 1.30      $ 1.34      $ 0.94     $ 1.81      $ 1.42  

Weighted average common shares outstanding:

             

Basic

     622        626        629       635        637  

Diluted

     623        628        632       638        639  

 

2


SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

(1) OIL, GAS AND NGL DERIVATIVES

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

Derivative cash settlements

   $ 61     $ 54     $ 24     $ 8     $ (11

Derivative valuation changes

     166       (31     (169     316       (183
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Oil, gas and NGL derivatives

   $ 227     $ 23     $ (145   $ 324     $ (194
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

(2) PRODUCTION EXPENSES

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

Lease operating expense

   $ 366     $ 383     $ 380     $ 381     $ 367  

Gathering, processing & transportation

     200       197       180       181       178  

Production taxes

     179       188       175       182       191  

Property taxes

     18       20       16       15       21  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Production expenses

   $ 763     $ 788     $ 751     $ 759     $ 757  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

(3) FINANCING COSTS, NET

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

Interest based on outstanding debt

   $ 98     $ 88     $ 87     $ 87     $ 93  

Interest income

     (19     (14     (13     (12     (11

Other

     9       2       2       2       (1
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Financing costs, net

   $ 88     $ 76     $ 76     $ 77     $ 81  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

(4) INCOME TAX EXPENSE

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

Current expense

   $ 75     $ 146     $ 119     $ 105     $ 139  

Deferred expense

     164       39       40       164       13  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Income tax expense

   $ 239     $ 185     $ 159     $ 269     $ 152  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

 

3


CONSOLIDATED BALANCE SHEETS

 

 

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

Current assets:

          

Cash, cash equivalents and restricted cash

   $ 676     $ 1,169     $ 1,149     $ 875     $ 761  

Accounts receivable

     1,779       1,589       1,670       1,573       1,853  

Inventory

     293       258       234       249       233  

Other current assets

     484       343       345       460       365  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Total current assets

     3,232       3,359       3,398       3,157       3,212  

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

     23,155       18,216       18,033       17,825       17,563  

Other property and equipment, net

     1,795       1,569       1,551       1,503       1,468  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Total property and equipment, net

     24,950       19,785       19,584       19,328       19,031  

Goodwill

     753       753       753       753       753  

Right-of-use assets

     317       297       276       267       261  

Investments

     718       704       713       666       671  

Other long-term assets

     293       264       254       319       313  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Total assets

   $ 30,263     $ 25,162     $ 24,978     $ 24,490     $ 24,241  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Current liabilities:

          

Accounts payable

   $ 995     $ 754     $ 879     $ 760     $ 812  

Revenues and royalties payable

     1,423       1,363       1,268       1,222       1,434  

Short-term debt

     —        475       479       483       487  

Other current liabilities

     488       424       640       484       597  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Total current liabilities

     2,906       3,016       3,266       2,949       3,330  

Long-term debt

     8,884       5,665       5,668       5,672       5,675  

Lease liabilities

     328       315       301       295       290  

Asset retirement obligations

     765       691       683       643       641  

Other long-term liabilities

     820       829       841       876       850  

Deferred income taxes

     2,082       1,917       1,878       1,838       1,676  

Stockholders’ equity:

          

Common stock

     66       63       63       64       64  

Additional paid-in capital

     6,662       5,478       5,718       5,939       6,153  

Retained earnings

     7,670       7,132       6,509       6,195       5,535  

Accumulated other comprehensive loss

     (121     (122     (123     (124     (113

Treasury stock

     —        —        —        (13     —   
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Total stockholders’ equity attributable to Devon

     14,277       12,551       12,167       12,061       11,639  

Noncontrolling interests

     201       178       174       156       140  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Total equity

     14,478       12,729       12,341       12,217       11,779  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Total liabilities and equity

   $ 30,263     $ 25,162     $ 24,978     $ 24,490     $ 24,241  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

 

4


CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

 

 

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

Cash flows from operating activities:

          

Net earnings

   $ 825     $ 855     $ 609     $ 1,161     $ 920  

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

          

Depreciation, depletion and amortization

     794       768       722       650       651  

Leasehold impairments

     1       1       —        1       1  

Accretion (amortization) of liabilities

     2       —        —        1       (2

Total (gains) losses on commodity derivatives

     (227     (23     145       (324     194  

Cash settlements on commodity derivatives

     61       54       24       8       (11

Losses on asset dispositions

     —        15       1       11       —   

Deferred income tax expense

     164       39       40       164       13  

Share-based compensation

     24       27       24       23       22  

Other

     3       —        3       (3     (2

Changes in assets and liabilities, net

     16       (201     170       45       (61
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Net cash from operating activities

     1,663       1,535       1,738       1,737       1,725  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Cash flows from investing activities:

          

Capital expenditures

     (877     (948     (894     (910     (882

Acquisitions of property and equipment

     (3,602     (82     (8     (10     (23

Divestitures of property and equipment

     —        1       17       3       1  

Grayson Mill acquired cash

     147       —        —        —        —   

Distributions from investments

     13       11       11       8       7  

Contributions to investments and other

     (30     (1     (47     (1     —   
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Net cash from investing activities

     (4,349     (1,019     (921     (910     (897
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Cash flows from financing activities:

          

Borrowings of long-term debt, net of issuance costs

     3,219       —        —        —        —   

Repayments of long-term debt

     (472     —        —        —        (242

Repurchases of common stock

     (295     (256     (205     (234     —   

Dividends paid on common stock

     (272     (223     (299     (488     (312

Contributions from noncontrolling interests

     20       12       12       19       10  

Distributions to noncontrolling interests

     (10     (19     (7     (12     (9

Shares exchanged for tax withholdings and other

     2       (9     (42     (1     —   
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Net cash from financing activities

     2,192       (495     (541     (716     (553
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Effect of exchange rate changes on cash

     1       (1     (2     3       (2
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Net change in cash, cash equivalents and restricted cash

     (493     20       274       114       273  

Cash, cash equivalents and restricted cash at beginning of period

     1,169       1,149       875       761       488  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Cash, cash equivalents and restricted cash at end of period

   $ 676     $ 1,169     $ 1,149     $ 875     $ 761  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Reconciliation of cash, cash equivalents and restricted cash:

          

Cash and cash equivalents

   $ 645     $ 1,140     $ 1,126     $ 853     $ 654  

Restricted cash

     31       29       23       22       107  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Total cash, cash equivalents and restricted cash

   $ 676     $ 1,169     $ 1,149     $ 875     $ 761  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

 

5


PRODUCTION

 

 

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

Oil (MBbls/d)

              

Delaware Basin

     227        221        208        208        215  

Eagle Ford

     44        46        43        43        40  

Anadarko Basin

     13        14        11        13        14  

Williston Basin (1)

     34        37        40        36        35  

Powder River Basin (1)

     14        13        13        13        13  

Other

     3        4        4        4        4  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Total

     335        335        319        317        321  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Natural gas liquids (MBbls/d)

              

Delaware Basin

     134        121        113        112        112  

Eagle Ford

     16        17        14        15        15  

Anadarko Basin

     29        30        26        29        27  

Williston Basin (1)

     13        12        10        10        9  

Powder River Basin (1)

     2        2        2        3        2  

Other

     —         —         —         —         1  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Total

     194        182        165        169        166  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Gas (MMcf/d)

              

Delaware Basin

     764        712        695        673        680  

Eagle Ford

     93        92        79        81        78  

Anadarko Basin

     241        244        223        225        235  

Williston Basin (1)

     77        71        63        61        58  

Powder River Basin (1)

     19        18        18        20        18  

Other

     —         —         1        1        1  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Total

     1,194        1,137        1,079        1,061        1,070  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Total oil equivalent (MBoe/d)

              

Delaware Basin

     488        461        437        433        440  

Eagle Ford

     75        79        70        72        68  

Anadarko Basin

     82        84        74        79        80  

Williston Basin (1)

     60        61        61        55        54  

Powder River Basin (1)

     19        18        18        19        19  

Other

     4        4        4        4        4  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Total

     728        707        664        662        665  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

 

(1)

Beginning with Q4 2024, the Williston Basin and Powder River Basin will be combined and presented as Rockies.

 

6


CAPITAL EXPENDITURES

 

 

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

Delaware Basin

   $ 495      $ 505      $ 555      $ 506      $ 503  

Eagle Ford

     173        180        156        194        198  

Anadarko Basin

     56        56        59        51        13  

Williston Basin

     38        38        27        55        69  

Powder River Basin

     51        46        43        55        45  

Other

     4        3        2        3        2  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Total upstream capital

   $ 817      $ 828      $ 842      $ 864      $ 830  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Carbon capital

     26        24        32        31        25  

Midstream and Corporate

     35        38        63        45        41  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Capital expenditures (excluding acquisitions)

   $ 878      $ 890      $ 937      $ 940      $ 896  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Acquisitions (1)

     38        81        8        11        23  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Total capital

   $ 916      $ 971      $ 945      $ 951      $ 918  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

(1)   Q3 2024 excludes $5,045 million related to the Grayson Mill acquisition.

    

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CAPITAL EXPENDITURES

 

 

GROSS OPERATED SPUDS

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

Delaware Basin

     75        73        76        60        64  

Eagle Ford

     28        28        30        26        28  

Anadarko Basin

     9        13        4        17        10  

Williston Basin

     3        6        1        —         7  

Powder River Basin

     5        6        3        5        4  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Total

     120        126        114        108        113  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

GROSS OPERATED WELLS TIED-IN

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

Delaware Basin

     55        62        59        62        59  

Eagle Ford

     31        23        26        24        13  

Anadarko Basin

     15        26        5        4        —   

Williston Basin

     —         —         10        6        6  

Powder River Basin

     7        3        2        4        3  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Total

     108        114        102        100        81  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

NET OPERATED WELLS TIED-IN

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

Delaware Basin

     39        44        50        47        49  

Eagle Ford

     24        15        21        20        12  

Anadarko Basin

     6        14        2        1        —   

Williston Basin

     —         —         10        3        4  

Powder River Basin

     6        2        2        4        3  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Total

     75        75        85        75        68  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

AVERAGE LATERAL LENGTH

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

Delaware Basin

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

Eagle Ford

     7,600’        6,800’        6,700’        7,900’        5,000’  

Anadarko Basin

     11,000’        8,700’        10,000’        12,500’        —   

Williston Basin

     —         —         9,600’        12,300’        12,300’  

Powder River Basin

     14,500’        15,500’        9,600’        9,600’        13,300’  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Total

     10,000’        9,300’        9,300’        9,900’        9,300’  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

 

7


REALIZED PRICING

 

 

BENCHMARK PRICES

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

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

   $ 75.20      $ 80.62     $ 77.01     $ 78.48     $ 82.06  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

   $ 2.15      $ 1.89     $ 2.25     $ 2.88     $ 2.54  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

   $ 25.20      $ 26.33     $ 27.51     $ 25.52     $ 26.62  

REALIZED PRICES

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

Oil (Per Bbl)

           

Delaware Basin

   $ 74.24      $ 79.62     $ 76.23     $ 77.75     $ 80.72  

Eagle Ford

     74.92        80.45       76.51       78.51       80.85  

Anadarko Basin

     73.13        78.36       74.91       77.09       79.86  

Williston Basin

     69.86        75.81       71.13       74.26       79.50  

Powder River Basin

     71.73        75.48       71.93       74.58       78.51  
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Realized price without hedges

     73.74        79.10       75.40       77.32       80.48  

Cash settlements

     0.52        (0.15     (0.25     (0.34     (0.67
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Realized price, including cash settlements

   $ 74.26      $ 78.95     $ 75.15     $ 76.98     $ 79.81  
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Natural gas liquids (Per Bbl)

           

Delaware Basin

   $ 19.21      $ 19.59     $ 20.55     $ 19.93     $ 20.76  

Eagle Ford

     24.18        23.07       23.67       22.67       23.70  

Anadarko Basin

     22.35        22.16       24.77       21.44       23.37  

Williston Basin

     4.76        5.49       6.27       2.95       4.09  

Powder River Basin

     27.30        30.75       32.91       28.80       29.63  
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Realized price without hedges

     19.25        19.60       20.81       19.67       20.72  

Cash settlements

     0.11        0.11       (0.08     —        —   
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Realized price, including cash settlements

   $ 19.36      $ 19.71     $ 20.73     $ 19.67     $ 20.72  
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Gas (Per Mcf)

           

Delaware Basin

   $ 0.04      $ 0.17     $ 1.19     $ 1.76     $ 1.94  

Eagle Ford

     1.80        1.48       1.89       2.44       2.31  

Anadarko Basin

     1.74        1.70       1.92       2.38       2.17  

Williston Basin

     N/M        N/M       N/M       N/M       N/M  

Powder River Basin

     1.83        1.64       2.29       2.52       2.53  
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Realized price without hedges

     0.45        0.55       1.30       1.83       1.92  

Cash settlements

     0.39        0.55       0.32       0.19       0.09  
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Realized price, including cash settlements

   $ 0.84      $ 1.10     $ 1.62     $ 2.02     $ 2.01  
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Total oil equivalent (Per Boe)

           

Delaware Basin

   $ 39.85      $ 43.63     $ 43.55     $ 45.38     $ 47.68  

Eagle Ford

     50.89        54.03       53.81       54.64       55.71  

Anadarko Basin

     24.69        25.53       25.48       26.96       27.88  

Williston Basin

     38.96        46.32       47.37       47.77       52.64  

Powder River Basin

     56.34        58.99       57.60       57.99       62.21  
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Realized price without hedges

     39.80        43.44       43.52       44.93       47.10  

Cash settlements

     0.91        0.85       0.39       0.14       (0.18
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Realized price, including cash settlements

   $ 40.71      $ 44.29     $ 43.91     $ 45.07     $ 46.92  
  

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

 

8


ASSET MARGINS

 

 

BENCHMARK PRICES

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

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

   $ 75.20     $ 80.62     $ 77.01     $ 78.48     $ 82.06  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

   $ 2.15     $ 1.89     $ 2.25     $ 2.88     $ 2.54  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

   $ 25.20     $ 26.33     $ 27.51     $ 25.52     $ 26.62  

PER-UNIT CASH MARGIN BY ASSET (per Boe)

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

Delaware Basin

          

Realized price

   $ 39.85     $ 43.63     $ 43.55     $ 45.38     $ 47.68  

Lease operating expenses

     (4.69     (5.31     (5.54     (5.46     (5.03

Gathering, processing & transportation

     (2.79     (2.89     (2.79     (2.75     (2.63

Production & property taxes

     (2.99     (3.31     (3.16     (3.24     (3.48
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Field-level cash margin

   $ 29.38     $ 32.12     $ 32.06     $ 33.93     $ 36.54  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Eagle Ford

          

Realized price

   $ 50.89     $ 54.03     $ 53.81     $ 54.64     $ 55.71  

Lease operating expenses

     (6.57     (7.03     (7.59     (7.05     (7.52

Gathering, processing & transportation

     (2.02     (2.03     (1.67     (1.62     (1.63

Production & property taxes

     (2.79     (2.82     (2.73     (2.95     (3.18
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Field-level cash margin

   $ 39.51     $ 42.15     $ 41.82     $ 43.02     $ 43.38  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Anadarko Basin

          

Realized price

   $ 24.69     $ 25.53     $ 25.48     $ 26.96     $ 27.88  

Lease operating expenses

     (2.92     (3.16     (3.33     (3.26     (3.43

Gathering, processing & transportation

     (5.78     (5.70     (6.27     (5.98     (6.11

Production & property taxes

     (1.17     (1.19     (1.24     (1.40     (1.36
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Field-level cash margin

   $ 14.82     $ 15.48     $ 14.64     $ 16.32     $ 16.98  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Williston Basin

          

Realized price

   $ 38.96     $ 46.32     $ 47.37     $ 47.77     $ 52.64  

Lease operating expenses

     (11.81     (10.71     (10.88     (13.07     (13.04

Gathering, processing & transportation

     (2.13     (2.29     (2.03     (2.34     (2.31

Production & property taxes

     (3.86     (4.70     (4.72     (4.78     (5.13
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Field-level cash margin

   $ 21.16     $ 28.62     $ 29.74     $ 27.58     $ 32.16  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Powder River Basin

          

Realized price

   $ 56.34     $ 58.99     $ 57.60     $ 57.99     $ 62.21  

Lease operating expenses

     (7.71     (9.49     (11.66     (8.65     (8.45

Gathering, processing & transportation

     (2.96     (3.07     (3.03     (3.17     (3.02

Production & property taxes

     (6.79     (6.99     (6.91     (6.75     (7.45
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Field-level cash margin

   $ 38.88     $ 39.44     $ 36.00     $ 39.42     $ 43.29  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Devon - Total

          

Realized price

   $ 39.80     $ 43.44     $ 43.52     $ 44.93     $ 47.10  

Lease operating expenses

     (5.46     (5.95     (6.29     (6.25     (6.00

Gathering, processing & transportation

     (2.98     (3.07     (2.98     (2.97     (2.91

Production & property taxes

     (2.95     (3.23     (3.16     (3.24     (3.46
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Field-level cash margin

   $ 28.41     $ 31.19     $ 31.09     $ 32.47     $ 34.73  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

 

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 second-quarter and third-quarter 2024 earnings.

 

     Quarter Ended September 30, 2024  
     Before-tax      After-tax      After NCI      Per Diluted
Share
 

Total

           

Earnings (GAAP)

   $ 1,064      $ 825      $ 812      $ 1.30  

Adjustments:

           

Asset and exploration impairments

     1        1        1        —   

Deferred tax asset valuation allowance

     —         (7      (7      (0.01

Fair value changes in financial instruments

     (167      (129      (129      (0.20

Restructuring and transaction costs

     8        6        6        0.01  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Core earnings (Non-GAAP)

   $ 906      $ 696      $ 683      $ 1.10  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 
     Quarter Ended June 30, 2024  
     Before-tax      After-tax      After NCI      Per Diluted
Share
 

Total

           

Earnings (GAAP)

   $ 1,040      $ 855      $ 844      $ 1.34  

Adjustments:

           

Asset dispositions

     15        11        11        0.02  

Asset and exploration impairments

     1        1        1        —   

Deferred tax asset valuation allowance

     —         4        4        0.01  

Fair value changes in financial instruments

     32        25        25        0.04  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

Core earnings (Non-GAAP)

   $ 1,088      $ 896      $ 885      $ 1.41  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

 

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; 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.

 

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

Net earnings (GAAP)

   $ 825     $ 855      $ 609      $ 1,161     $ 3,450     $ 920  

Financing costs, net

     88       76        76        77       317       81  

Income tax expense

     239       185        159        269       852       152  

Exploration expenses

     4       3        9        4       20       3  

Depreciation, depletion and amortization

     794       768        722        650       2,934       651  

Asset dispositions

     —        15        1        11       27       —   

Share-based compensation

     24       26        24        22       96       22  

Derivative & financial instrument non-cash val. changes

     (166     31        169        (316     (282     183  

Restructuring and transaction costs

     8       —         —         —        8       —   

Accretion on discounted liabilities and other

     37       5        22        10       74       13  
  

 

 

   

 

 

    

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

 

EBITDAX (Non-GAAP)

   $ 1,853     $ 1,964      $ 1,791      $ 1,888     $ 7,496     $ 2,025  
  

 

 

   

 

 

    

 

 

    

 

 

   

 

 

   

 

 

 

 

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.

 

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

Total debt (GAAP)

   $ 8,884     $ 6,140     $ 6,147     $ 6,155     $ 6,162  

Less:

          

Cash, cash equivalents and restricted cash

     (676     (1,169     (1,149     (875     (761
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Net debt (Non-GAAP)

   $ 8,208     $ 4,971     $ 4,998     $ 5,280     $ 5,401  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 
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.

 

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

Net debt (Non-GAAP)

   $ 8,208     $ 4,971     $ 4,998     $ 5,280     $ 5,401  

EBITDAX (Non-GAAP) (1)

   $ 7,496     $ 7,668     $ 7,434     $ 7,534     $ 7,776  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Net debt-to-EBITDAX (Non-GAAP)

     1.1       0.6       0.7       0.7       0.7  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

(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.

 

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

Total operating cash flow (GAAP)

   $ 1,663     $ 1,535     $ 1,738     $ 1,737     $ 1,725  

Less capital expenditures:

     (877     (948     (894     (910     (882
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Free cash flow (Non-GAAP)

   $ 786     $ 587     $ 844     $ 827     $ 843  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 
ADJUSTED FREE CASH FLOW

 

Devon is committed to returning cash flow to shareholders through dividends and share repurchases. Adjusted free cash flow is calculated as total operating cash flow before balance sheet changes less accrued capital expenditures.

 

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

Total operating cash flow (GAAP)

   $ 1,663     $ 1,535     $ 1,738     $ 1,737     $ 1,725  

Changes in assets and liabilities

     (16     201       (170     (45     61  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Cash flow before balance sheet changes (Non-GAAP)

     1,647       1,736       1,568       1,692       1,786  

Capital expenditures (Accrued) (1)

     (916     (971     (945     (951     (919
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Adjusted free cash flow (Non-GAAP)

   $ 731     $ 765     $ 623     $ 741     $ 867  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

(1)   Q3 2024 excludes $5,045 million related to the Grayson Mill acquisition.

    

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.

 

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

Capital expenditures (Accrued) (1)

   $ 916     $ 971     $ 945     $ 951     $ 919  

Operating cash flow

   $ 1,663     $ 1,535     $ 1,738     $ 1,737     $ 1,725  
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

Reinvestment rate (Non-GAAP)

     55     63     54     55     53
  

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

   

 

 

 

 

(1)

Q3 2024 excludes $5,045 million related to the Grayson Mill acquisition.

 

11


FOURTH-QUARTER 2024 GUIDANCE    LOGO

 

PRODUCTION GUIDANCE

 

     Quarter 4  
     Low     High  

Oil (MBbls/d)

     382       388  

Natural gas liquids (MBbls/d)

     214       219  

Gas (MMcf/d)

       1,290         1,340  
  

 

 

   

 

 

 

Total oil equivalent (MBoe/d)

     811       830  
  

 

 

   

 

 

 

CAPITAL EXPENDITURES GUIDANCE

    
     Quarter 4  
(in millions)    Low     High  

Upstream capital

   $ 870     $ 920  

Carbon capital

     20       30  

Midstream and other capital

     25       35  
  

 

 

   

 

 

 

Total capital

   $ 915     $ 985  
  

 

 

   

 

 

 

PRICE REALIZATIONS GUIDANCE

    
     Quarter 4  
     Low     High  

Oil - % of WTI

     95     100

NGL - % of WTI

     20     30

Natural gas - % of Henry Hub

     20     30

OTHER GUIDANCE ITEMS

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

Marketing and midstream operating profit

   $ (20   $ (10

LOE and GP&T per BOE

   $ 9.20     $ 9.60  

Production and property taxes as % of upstream sales

     7.0     8.0

Exploration expenses

   $ 5     $ 15  

Depreciation, depletion and amortization

   $ 950     $ 1,000  

General and administrative expenses

   $ 125     $ 135  

Financing costs, net

   $ 120     $ 130  

Other expenses

   $ —      $ 5  

INCOME TAX GUIDANCE

    
     Quarter 4  
(% of pre-tax earnings)    Low     High  

Current income tax rate

     11     13

Deferred income tax rate

     9     11
  

 

 

 

Total income tax rate

     ~22%  
  

 

 

 

 

1


CONTINGENT PAYMENTS FOR BARNETT SHALE DIVESTITURE (through 2024)    LOGO

 

 

WTI Threshold

   WTI Annual Earnout Amount      Henry Hub Threshold      Henry Hub Annual Earnout
Amount
 

$   50.00

   $ 10,000,000      $ 2.75      $ 20,000,000  

$   55.00

   $ 12,500,000      $ 3.00      $ 25,000,000  

$   60.00

   $ 15,000,000      $ 3.25      $ 35,000,000  

$   65.00

   $ 20,000,000      $ 3.50      $ 45,000,000  

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)
 

Q4 2024

     33,000      $ 78.38        98,000      $ 68.64      $ 83.73  

Q1-Q4 2025

     8,468      $ 71.90        26,992      $ 70.00      $ 76.58  

Oil Basis Swaps

 

Period

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

Q4 2024

   Midland Sweet      69,500      $ 1.17  

Q4 2024

   NYMEX Roll      26,000      $ 0.82  

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)
 

Q4 2024

     252,000      $ 3.16        15,000      $ 3.00      $ 3.65  

Q1-Q4 2025

     220,537      $ 3.34        55,000      $ 3.00      $ 3.69  

Natural Gas Basis Swaps

 

Period

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

Q4 2024

   El Paso Permian      10,000      $ (1.00

Q4 2024

   Houston Ship Channel      160,000      $ (0.28

Q4 2024

   WAHA      80,000      $ (0.74

Q1–Q4 2025

   WAHA      50,000      $ (1.04

Q1–Q4 2025

   Houston Ship Channel      170,000      $ (0.36

NGL Commodity Hedges

 

          Price Swaps  

Period

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

Q4 2024

   Natural Gasoline      3,000      $ 69.11  

Q4 2024

   Normal Butane      3,350      $ 37.58  

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 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 September 30, 2024.

 

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