EX-99.2 3 d931030dex992.htm EX-99.2 EX-99.2

Exhibit 99.2

Devon Energy Fourth-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, Costs Incurred and Reserves Reconciliation

      7  

Supplemental Information for Capital Expenditures

      8  

Realized Pricing

      9  

Asset Margins

      10  

Core Earnings

      11  

EBITDAX

      12  

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

      13  

 

1

CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

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

Oil, gas and NGL sales

    $ 11,176      $ 3,086     $ 2,665      $ 2,796      $ 2,629     $ 2,737  

Oil, gas and NGL derivatives (1)

      21        (84 )      227        23        (145 )      324  

Marketing and midstream revenues

      4,743        1,401       1,132        1,098        1,112       1,084  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Total revenues

      15,940        4,403       4,024        3,917        3,596       4,145  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Production expenses (2)

      3,183        881       763        788        751       759  

Exploration expenses

      28        12       4        3        9       4  

Marketing and midstream expenses

      4,792        1,402       1,149        1,108        1,133       1,093  

Depreciation, depletion and amortization

      3,255        971       794        768        722       650  

Asset dispositions

      11        (5 )      —         15        1       11  

General and administrative expenses

      500        155       117        114        114       111  

Financing costs, net (3)

      363        123       88        76        76       77  

Other, net

      96        24       45        5        22       10  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Total expenses

      12,228        3,563       2,960        2,877        2,828       2,715  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Earnings before income taxes

      3,712        840       1,064        1,040        768       1,430  

Income tax expense (4)

      770        187       239        185        159       269  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Net earnings

      2,942        653       825        855        609       1,161  

Net earnings attributable to noncontrolling interests

      51        14       13        11        13       9  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Net earnings attributable to Devon

    $ 2,891      $ 639     $ 812      $ 844      $ 596     $ 1,152  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Net earnings per share:

                

Basic net earnings per share

    $ 4.58      $ 0.98     $ 1.31      $ 1.35      $ 0.95     $ 1.81  

Diluted net earnings per share

    $ 4.56      $ 0.98     $ 1.30      $ 1.34      $ 0.94     $ 1.81  

Weighted average common shares outstanding:

                

Basic

      632        650       622        626        629       635  

Diluted

      634        651       623        628        632       638  

 

2

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

(1) OIL, GAS AND NGL DERIVATIVES                                     
(in millions)    2024     2023  
     Full Year     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4  

Derivative cash settlements

    $ 197     $ 58     $ 61     $ 54     $ 24     $ 8  

Derivative valuation changes

      (176 )      (142 )      166       (31 )      (169 )      316  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Oil, gas and NGL derivatives

    $ 21     $ (84 )    $ 227     $ 23     $ (145 )    $ 324  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  
(2) PRODUCTION EXPENSES                                     
(in millions)    2024     2023  
     Full Year     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4  

Lease operating expense

    $ 1,574     $ 445     $ 366     $ 383     $ 380     $ 381  

Gathering, processing & transportation

      790       213       200       197       180       181  

Production taxes

      748       206       179       188       175       182  

Property taxes

      71       17       18       20       16       15  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Production expenses

    $ 3,183     $ 881     $ 763     $ 788     $ 751     $ 759  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  
(3) FINANCING COSTS, NET                                     
(in millions)    2024     2023  
     Full Year     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4  

Interest based on outstanding debt

    $ 401     $ 128     $ 98     $ 88     $ 87     $ 87  

Interest income

      (62 )      (16 )      (19 )      (14 )      (13 )      (12 ) 

Other

      24       11       9       2       2       2  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Financing costs, net

    $ 363     $ 123     $ 88     $ 76     $ 76     $ 77  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  
(4) INCOME TAX EXPENSE                                     
(in millions)    2024     2023  
     Full Year     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4  

Current expense

    $ 459     $ 119     $ 75     $ 146     $ 119     $ 105  

Deferred expense

      311       68       164       39       40       164  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Income tax expense

    $ 770     $ 187     $ 239     $ 185     $ 159     $ 269  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

3

CONSOLIDATED BALANCE SHEETS

 

 

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

Current assets:

           

Cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 846     $ 676     $ 1,169     $ 1,149     $ 875  

Accounts receivable

      1,972       1,779       1,589       1,670       1,573  

Inventory

      294       293       258       234       249  

Other current assets

      315       484       343       345       460  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total current assets

      3,427       3,232       3,359       3,398       3,157  

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

      23,198       23,155       18,216       18,033       17,825  

Other property and equipment, net

      1,813       1,795       1,569       1,551       1,503  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total property and equipment, net

      25,011       24,950       19,785       19,584       19,328  

Goodwill

      753       753       753       753       753  

Right-of-use assets

      303       317       297       276       267  

Investments

      727       718       704       713       666  

Other long-term assets

      268       293       264       254       319  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total assets

    $ 30,489     $ 30,263     $ 25,162     $ 24,978     $ 24,490  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Current liabilities:

           

Accounts payable

    $ 806     $ 995     $ 754     $ 879     $ 760  

Revenues and royalties payable

      1,432       1,423       1,363       1,268       1,222  

Short-term debt

      485       —        475       479       483  

Other current liabilities

      586       488       424       640       484  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total current liabilities

      3,309       2,906       3,016       3,266       2,949  

Long-term debt

      8,398       8,884       5,665       5,668       5,672  

Lease liabilities

      320       328       315       301       295  

Asset retirement obligations

      770       765       691       683       643  

Other long-term liabilities

      840       820       829       841       876  

Deferred income taxes

      2,148       2,082       1,917       1,878       1,838  

Stockholders’ equity:

           

Common stock

      65       66       63       63       64  

Additional paid-in capital

      6,387       6,662       5,478       5,718       5,939  

Retained earnings

      8,166       7,670       7,132       6,509       6,195  

Accumulated other comprehensive loss

      (122 )      (121 )      (122 )      (123 )      (124 ) 

Treasury stock

      —        —        —        —        (13 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total stockholders’ equity attributable to Devon

      14,496       14,277       12,551       12,167       12,061  

Noncontrolling interests

      208       201       178       174       156  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total equity

      14,704       14,478       12,729       12,341       12,217  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total liabilities and equity

    $ 30,489     $ 30,263     $ 25,162     $ 24,978     $ 24,490  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

4

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

 

 

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

Cash flows from operating activities:

             

Net earnings

    $ 2,942     $ 653     $ 825     $ 855     $ 609     $ 1,161  

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

             

Depreciation, depletion and amortization

      3,255       971       794       768       722       650  

Leasehold impairments

      5       3       1       1       —        1  

Accretion of liabilities

      8       6       2       —        —        1  

Total (gains) losses on commodity derivatives

      (21 )      84       (227 )      (23 )      145       (324 ) 

Cash settlements on commodity derivatives

      197       58       61       54       24       8  

(Gains) losses on asset dispositions

      11       (5 )      —        15       1       11  

Deferred income tax expense

      311       68       164       39       40       164  

Share-based compensation

      99       24       24       27       24       23  

Other

      10       4       3       —        3       (3 ) 

Changes in assets and liabilities, net

      (217 )      (202 )      16       (201 )      170       45  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from operating activities

      6,600       1,664       1,663       1,535       1,738       1,737  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from investing activities:

             

Capital expenditures

      (3,645 )      (926 )      (877 )      (948 )      (894 )      (910 ) 

Acquisitions of property and equipment

      (3,808 )      (116 )      (3,602 )      (82 )      (8 )      (10 ) 

Divestitures of property and equipment

      24       6       —        1       17       3  

Grayson Mill acquired cash

      147       —        147       —        —        —   

Distributions from investments

      68       33       13       11       11       8  

Contributions to investments and other

      (118 )      (40 )      (30 )      (1 )      (47 )      (1 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from investing activities

      (7,332 )      (1,043 )      (4,349 )      (1,019 )      (921 )      (910 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from financing activities:

             

Borrowings of long-term debt, net of issuance costs

      3,219       —        3,219       —        —        —   

Repayments of long-term debt

      (472 )      —        (472 )      —        —        —   

Repurchases of common stock

      (1,057 )      (301 )      (295 )      (256 )      (205 )      (234 ) 

Dividends paid on common stock

      (937 )      (143 )      (272 )      (223 )      (299 )      (488 ) 

Contributions from noncontrolling interests

      52       8       20       12       12       19  

Distributions to noncontrolling interests

      (51 )      (15 )      (10 )      (19 )      (7 )      (12 ) 

Shares exchanged for tax withholdings and other

      (48 )      1       2       (9 )      (42 )      (1 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from financing activities

      706       (450 )      2,192       (495 )      (541 )      (716 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Effect of exchange rate changes on cash

      (3 )      (1 )      1       (1 )      (2 )      3  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net change in cash, cash equivalents and restricted cash

      (29 )      170       (493 )      20       274       114  

Cash, cash equivalents and restricted cash at beginning of period

      875       676       1,169       1,149       875       761  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash, cash equivalents and restricted cash at end of period

    $ 846     $ 846     $ 676     $ 1,169     $ 1,149     $ 875  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reconciliation of cash, cash equivalents and restricted cash:

             

Cash and cash equivalents

    $ 811     $ 811     $ 645     $ 1,140     $ 1,126     $ 853  

Restricted cash

      35       35       31       29       23       22  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 846     $ 846     $ 676     $ 1,169     $ 1,149     $ 875  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

5

PRODUCTION

 

 

     2024      2023  
     Full Year      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4  

Oil (MBbls/d)

                  

Delaware Basin

      220        221        227        221        208        208  

Rockies

      65        110        48        50        53        49  

Eagle Ford

      46        49        44        46        43        43  

Anadarko Basin

      13        14        13        14        11        13  

Other

      3        4        3        4        4        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      347        398        335        335        319        317  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Natural gas liquids (MBbls/d)

                  

Delaware Basin

      123        127        134        121        113        112  

Rockies

      21        43        15        14        12        13  

Eagle Ford

      17        21        16        17        14        15  

Anadarko Basin

      29        30        29        30        26        29  

Other

      1        —         —         —         —         —   
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      191        221        194        182        165        169  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Gas (MMcf/d)

                  

Delaware Basin

      732        755        764        712        695        673  

Rockies

      124        230        96        89        81        81  

Eagle Ford

      98        130        93        92        79        81  

Anadarko Basin

      241        255        241        244        223        225  

Other

      1        1        —         —         1        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      1,196        1,371        1,194        1,137        1,079        1,061  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

                  

Delaware Basin

      465        474        488        461        437        433  

Rockies

      107        191        79        79        79        74  

Eagle Ford

      79        92        75        79        70        72  

Anadarko Basin

      82        87        82        84        74        79  

Other

      4        4        4        4        4        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      737        848        728        707        664        662  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

6

CAPITAL EXPENDITURES

 

 

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

Delaware Basin

    $ 2,003      $ 448      $ 495      $ 505      $ 555      $ 506  

Rockies

      511        268        89        84        70        110  

Eagle Ford

      616        107        173        180        156        194  

Anadarko Basin

      215        44        56        56        59        51  

Other

      14        5        4        3        2        3  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total upstream capital

    $ 3,359      $ 872      $ 817      $ 828      $ 842      $ 864  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Carbon capital

      94        12        26        24        32        31  

Midstream and Corporate

      178        42        35        38        63        45  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Capital expenditures

    $ 3,631      $ 926      $ 878      $ 890      $ 937      $ 940  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Acquisitions (1)

      243        116        38        81        8        11  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 3,874      $ 1,042      $ 916      $ 971      $ 945      $ 951  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

(1)

Full Year and Q3 2024 exclude $5,045 million related to the Grayson Mill acquisition.

COSTS INCURRED AND RESERVES RECONCILIATION

 

 

COSTS INCURRED    Year Ended December 31,  
(in millions)    2024      2023  

Property acquisition costs:

      

Proved properties

      3,058      $ 2  

Unproved properties

      1,949        63  

Exploration costs

      690        534  

Development costs

      2,856        3,160  
  

 

 

     

 

 

  

Costs incurred

      8,553      $ 3,759  
  

 

 

     

 

 

  

 

 

RESERVES RECONCILIATION

 

     Oil
(MMBbls)		     Gas
(Bcf)		     NGL
(MMBbls)		     Total
(MMBoe)		  

As of December 31, 2023:

         

Proved developed

      603       2,560       395       1,425  

Proved undeveloped

      183       622       105       392  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total Proved

      786       3,182       500       1,817  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Revisions due to prices

      (9 )      (187 )      (14 )      (54 ) 

Revisions other than price

      3       245       31       75  

Extensions and discoveries

      129       646       104       340  

Purchase of reserves

      120       328       73       247  

Production

      (127 )      (438 )      (70 )      (270 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

As of December 31, 2024:

         

Proved developed

      706       3,057       500       1,715  

Proved undeveloped

      196       719       124       440  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total Proved

      902       3,776       624       2,155  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

7

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CAPITAL EXPENDITURES

 

GROSS OPERATED SPUDS

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

Delaware Basin

      67        75        73        76        60  

Rockies

      24        8        12        4        5  

Eagle Ford

      12        28        28        30        26  

Anadarko Basin

      2        9        13        4        17  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      105        120        126        114        108  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  
GROSS OPERATED WELLS TIED-IN               
     2024      2023  
     Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4  

Delaware Basin

      55        55        62        59        62  

Rockies

      30        7        3        12        10  

Eagle Ford

      23        31        23        26        24  

Anadarko Basin

      20        15        26        5        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      128        108        114        102        100  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  
NET OPERATED WELLS TIED-IN               
     2024      2023  
     Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4  

Delaware Basin

      50        39        44        50        47  

Rockies

      27        6        2        12        7  

Eagle Ford

      13        24        15        21        20  

Anadarko Basin

      8        6        14        2        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      98        75        75        85        75  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

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

Delaware Basin

      11,500’        10,500’        10,200’        10,300’        10,300’  

Rockies

      10,150’        14,500’        15,500’        9,600’        10,950’  

Eagle Ford

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

Anadarko Basin

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

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

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

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

8

REALIZED PRICING

 

BENCHMARK PRICES

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

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

    $ 75.79      $ 70.32     $ 75.20     $ 80.62     $ 77.01     $ 78.48  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 2.27      $ 2.79     $ 2.15     $ 1.89     $ 2.25     $ 2.88  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 26.71      $ 27.80     $ 25.20     $ 26.33     $ 27.51     $ 25.52  
REALIZED PRICES              
     2024     2023  
     Full Year      Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4  

Oil (Per Bbl)

              

Delaware Basin

    $ 74.75      $ 69.06     $ 74.24     $ 79.62     $ 76.23     $ 77.75  

Rockies

      69.61        65.67       70.39       75.73       71.33       74.35  

Eagle Ford

      75.15        69.25       74.92       80.45       76.51       78.51  

Anadarko Basin

      73.32        67.46       73.13       78.36       74.91       77.09  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      73.78        68.11       73.74       79.10       75.40       77.32  

Cash settlements

      0.35        1.08       0.52       (0.15 )      (0.25 )      (0.34 ) 
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 74.13      $ 69.19     $ 74.26     $ 78.95     $ 75.15     $ 76.98  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Natural gas liquids (Per Bbl)

              

Delaware Basin

    $ 20.27      $ 21.79     $ 19.21     $ 19.59     $ 20.55     $ 19.93  

Rockies

      11.15        12.88       8.09       9.44       10.95       8.53  

Eagle Ford

      24.49        26.40       24.18       23.07       23.67       22.67  

Anadarko Basin

      23.67        25.45       22.35       22.16       24.77       21.44  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      20.20        21.07       19.25       19.60       20.81       19.67  

Cash settlements

      0.02        (0.06 )      0.11       0.11       (0.08 )      —   
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 20.22      $ 21.01     $ 19.36     $ 19.71     $ 20.73     $ 19.67  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Gas (Per Mcf)

              

Delaware Basin

    $ 0.59      $ 1.01     $ 0.04     $ 0.17     $ 1.19     $ 1.76  

Rockies

      0.03        0.59       (0.85 )      (0.46 )      (0.02 )      0.30  

Eagle Ford

      1.91        2.31       1.80       1.48       1.89       2.44  

Anadarko Basin

      1.91        2.27       1.74       1.70       1.92       2.38  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      0.91        1.30       0.45       0.55       1.30       1.83  

Cash settlements

      0.35        0.16       0.39       0.55       0.32       0.19  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 1.26      $ 1.46     $ 0.84     $ 1.10     $ 1.62     $ 2.02  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total oil equivalent (Per Boe)

              

Delaware Basin

    $ 41.60      $ 39.66     $ 39.85     $ 43.63     $ 43.55     $ 45.38  

Rockies

      44.67        41.37       43.11       49.22       49.74       50.41  

Eagle Ford

      51.01        46.46       50.89       54.03       53.81       54.64  

Anadarko Basin

      25.58        26.54       24.69       25.53       25.48       26.96  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      41.44        39.57       39.80       43.44       43.52       44.93  

Cash settlements

      0.73        0.75       0.91       0.85       0.39       0.14  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 42.17      $ 40.32     $ 40.71     $ 44.29     $ 43.91     $ 45.07  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

9

ASSET MARGINS

 

BENCHMARK PRICES

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

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

    $ 75.79     $ 70.32     $ 75.20     $ 80.62     $ 77.01     $ 78.48  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 2.27     $ 2.79     $ 2.15     $ 1.89     $ 2.25     $ 2.88  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 26.71     $ 27.80     $ 25.20     $ 26.33     $ 27.51     $ 25.52  
PER-UNIT CASH MARGIN BY ASSET (per Boe)             
     2024     2023  
     Full Year     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4  

Delaware Basin

             

Realized price

    $ 41.60     $ 39.66     $ 39.85     $ 43.63     $ 43.55     $ 45.38  

Lease operating expenses

      (5.10 )      (4.93 )      (4.69 )      (5.31 )      (5.54 )      (5.46 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.85 )      (2.92 )      (2.79 )      (2.89 )      (2.79 )      (2.75 ) 

Production & property taxes

      (3.09 )      (2.91 )      (2.99 )      (3.31 )      (3.16 )      (3.24 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 30.56     $ 28.90     $ 29.38     $ 32.12     $ 32.06     $ 33.93  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Rockies

             

Realized price

    $ 44.67     $ 41.37     $ 43.11     $ 49.22     $ 49.74     $ 50.41  

Lease operating expenses

      (9.82 )      (8.63 )      (10.83 )      (10.43 )      (11.06 )      (11.93 ) 

Gathering, processing & transportation

      (1.85 )      (1.22 )      (2.33 )      (2.47 )      (2.26 )      (2.56 ) 

Production & property taxes

      (4.39 )      (3.66 )      (4.56 )      (5.22 )      (5.23 )      (5.28 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 28.61     $ 27.86     $ 25.39     $ 31.10     $ 31.19     $ 30.64  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Eagle Ford

             

Realized price

    $ 51.01     $ 46.46     $ 50.89     $ 54.03     $ 53.81     $ 54.64  

Lease operating expenses

      (6.62 )      (5.59 )      (6.57 )      (7.03 )      (7.59 )      (7.05 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.00 )      (2.21 )      (2.02 )      (2.03 )      (1.67 )      (1.62 ) 

Production & property taxes

      (2.67 )      (2.41 )      (2.79 )      (2.82 )      (2.73 )      (2.95 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 39.72     $ 36.25     $ 39.51     $ 42.15     $ 41.82     $ 43.02  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Anadarko Basin

             

Realized price

    $ 25.58     $ 26.54     $ 24.69     $ 25.53     $ 25.48     $ 26.96  

Lease operating expenses

      (3.02 )      (2.72 )      (2.92 )      (3.16 )      (3.33 )      (3.26 ) 

Gathering, processing & transportation

      (5.86 )      (5.74 )      (5.78 )      (5.70 )      (6.27 )      (5.98 ) 

Production & property taxes

      (1.20 )      (1.20 )      (1.17 )      (1.19 )      (1.24 )      (1.40 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 15.50     $ 16.88     $ 14.82     $ 15.48     $ 14.64     $ 16.32  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Devon - Total

             

Realized price

    $ 41.44     $ 39.57     $ 39.80     $ 43.44     $ 43.52     $ 44.93  

Lease operating expenses

      (5.83 )      (5.70 )      (5.46 )      (5.95 )      (6.29 )      (6.25 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.93 )      (2.74 )      (2.98 )      (3.07 )      (2.98 )      (2.97 ) 

Production & property taxes

      (3.05 )      (2.86 )      (2.95 )      (3.23 )      (3.16 )      (3.24 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 29.63     $ 28.27     $ 28.41     $ 31.19     $ 31.09     $ 32.47  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

10

NON-GAAP MEASURES

 

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

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

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

CORE EARNINGS

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

 

     Year Ended December 31, 2024  
     Before-tax      After-tax      After NCI      Per Diluted
Share		  

Total

            

Earnings (GAAP)

    $ 3,712      $ 2,942      $ 2,891      $ 4.56  

Adjustments:

            

Asset dispositions

      11        9        9        0.01  

Asset and exploration impairments

      5        4        4        0.01  

Fair value changes in financial instruments

      182        143        143        0.23  

Restructuring and transaction costs

      9        7        7        0.01  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Core earnings (Non-GAAP)

    $ 3,919      $ 3,105      $ 3,054      $ 4.82  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

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

Total

            

Earnings (GAAP)

    $ 840      $ 653      $ 639      $ 0.98  

Adjustments:

            

Asset dispositions

      (5 )       (3 )       (3 )       (0.01 ) 

Asset and exploration impairments

      3        2        2        0.01  

Deferred tax asset valuation allowance

      —         4        4        0.01  

Fair value changes in financial instruments

      145        113        113        0.17  

Restructuring and transaction costs

      1        1        1        —   
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Core earnings (Non-GAAP)

    $ 984      $ 770      $ 756      $ 1.16  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  
     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  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

11

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.

 

     Q4 ’24     Q3 ’24     Q2 ’24      Q1 ’24      TTM      Q4 ’23  

Net earnings (GAAP)

    $ 653     $ 825     $ 855      $ 609      $ 2,942      $ 1,161  

Financing costs, net

      123       88       76        76        363        77  

Income tax expense

      187       239       185        159        770        269  

Exploration expenses

      12       4       3        9        28        4  

Depreciation, depletion and amortization

      971       794       768        722        3,255        650  

Asset dispositions

      (5 )      —        15        1        11        11  

Share-based compensation

      24       24       26        24        98        22  

Derivative & financial instrument non-cash val. changes

      142       (166 )      31        169        176        (316 ) 

Accretion on discounted liabilities and other

      24       45       5        22        96        10  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

EBITDAX (Non-GAAP)

    $ 2,131     $ 1,853     $ 1,964      $ 1,791      $ 7,739      $ 1,888  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

12

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 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4  

Total debt (GAAP)

    $ 8,883     $ 8,884     $ 6,140     $ 6,147     $ 6,155  

Less:

           

Cash, cash equivalents and restricted cash

      (846 )      (676 )      (1,169 )      (1,149 )      (875 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 8,037     $ 8,208     $ 4,971     $ 4,998     $ 5,280  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

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 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1      Quarter 4  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 8,037      $ 8,208      $ 4,971      $ 4,998      $ 5,280  

EBITDAX (Non-GAAP) (1)

    $ 7,739      $ 7,496      $ 7,668      $ 7,434      $ 7,534  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Net debt-to-EBITDAX (Non-GAAP)

      1.0        1.1        0.6        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  
     Full Year     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4  

Total operating cash flow (GAAP)

    $ 6,600     $ 1,664     $ 1,663     $ 1,535     $ 1,738     $ 1,737  

Less capital expenditures:

      (3,645 )      (926 )      (877 )      (948 )      (894 )      (910 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Free cash flow (Non-GAAP)

    $ 2,955     $ 738     $ 786     $ 587     $ 844     $ 827  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

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  
     Full Year     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4  

Total operating cash flow (GAAP)

    $ 6,600     $ 1,664     $ 1,663     $ 1,535     $ 1,738     $ 1,737  

Changes in assets and liabilities

      217       202       (16 )      201       (170 )      (45 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flow before balance sheet changes (Non-GAAP)

      6,817       1,866       1,647       1,736       1,568       1,692  

Capital expenditures (Accrued) (1)

      (3,874 )      (1,042 )      (916 )      (971 )      (945 )      (951 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Adjusted free cash flow (Non-GAAP)

    $ 2,943     $ 824     $ 731     $ 765     $ 623     $ 741  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

(1)

Full Year and Q3 2024 exclude $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  
     Full Year     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4  

Capital expenditures (Accrued) (1)

    $ 3,874     $ 1,042     $ 916     $ 971     $ 945     $ 951  

Operating cash flow

    $ 6,600     $ 1,664     $ 1,663     $ 1,535     $ 1,738     $ 1,737  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reinvestment rate (Non-GAAP)

      59 %      63 %      55 %      63 %      54 %      55 % 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

(1)

Full Year and Q3 2024 exclude $5,045 million related to the Grayson Mill acquisition.

 

13

FIRST-QUARTER AND FULL-YEAR 2025 GUIDANCE         LOGO

 

 

PRODUCTION GUIDANCE         
     Quarter 1     Full Year  
     Low     High     Low     High  

Oil (MBbls/d)

      380       386       380       386  

Natural gas liquids (MBbls/d)

      205       211       205       211  

Gas (MMcf/d)

      1,320       1,365       1,320       1,365  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

      805       825       805       825  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  
CAPITAL EXPENDITURES GUIDANCE                         
     Quarter 1     Full Year  
(in millions)    Low     High     Low     High  

Upstream capital

    $ 925     $ 975     $ 3,575     $ 3,725  

Carbon capital

      20       25       100       125  

Midstream and other capital

      35       45       125       150  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total capital

    $ 980     $ 1,045     $ 3,800     $ 4,000  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  
PRICE REALIZATIONS GUIDANCE                         
     Quarter 1     Full Year  
     Low     High     Low     High  

Oil - % of WTI

      95 %      99 %      95 %      99 % 

NGL - % of WTI

      28 %      32 %      28 %      32 % 

Natural gas - % of Henry Hub

      55 %      65 %      50 %      60 % 
OTHER GUIDANCE ITEMS                         
     Quarter 1     Full Year  
($ millions, except Boe and %)    Low     High     Low     High  

Marketing and midstream operating profit

    $ (20 )    $ (10 )    $ (60 )    $ (40 ) 

LOE and GP&T per BOE

    $ 8.90     $ 9.30     $ 8.80     $ 9.20  

Production and property taxes as % of upstream sales

      7.0 %      8.0 %      7.0 %      8.0 % 

Exploration expenses

    $ —      $ 5     $ 30     $ 50  

Depreciation, depletion and amortization

    $ 890     $ 930     $ 3,600     $ 3,700  

General and administrative expenses

    $ 135     $ 145     $ 450     $ 490  

Financing costs, net

    $ 120     $ 130     $ 450     $ 490  

Other expenses

    $ —      $ 10     $ 15     $ 30  
INCOME TAX GUIDANCE                         
     Quarter 1     Full Year  
(% of pre-tax earnings)    Low     High     Low     High  

Current income tax rate

      14 %      16 %      14 %      16 % 

Deferred income tax rate

      4 %      6 %      4 %      6 % 
  

 

 

    

 

 

  

Total income tax rate

      ~20%       ~20%  
  

 

 

    

 

 

  

 

1

2025 & 2026 HEDGING POSITIONS         LOGO

 

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)		  

Q1 2025

      17,000      $ 71.95        80,000      $ 66.90      $ 74.88  

Q2 2025

      15,000      $ 72.18        80,000      $ 66.90      $ 74.88  

Q3-Q4 2025

      9,000      $ 71.52        86,000      $ 66.65      $ 74.86  

 

     Three Way Collars  

Period

    Volume (Bbls/d)      Weighted
Average Floor
Sold Price
($/Bbl)		      Weighted
Average Floor
Purchased
Price ($/Bbl)		      Weighted
Average Ceiling
Price ($/Bbl)		  

Q1-Q4 2025

      8,000      $ 51.25      $ 65.00      $ 77.11  

Oil Basis Swaps

 

Period

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

Q1-Q4 2025

    Midland Sweet      63,000      $ 1.00  

Q1-Q4 2026

    Midland Sweet      20,000      $ 1.20  

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)		  

Q1 2025

      365,000      $ 3.29        115,000      $ 3.00      $ 3.67  

Q2 2025

      322,000      $ 3.26        155,000      $ 3.00      $ 3.69  

Q3 2025

      282,000      $ 3.29        155,000      $ 3.00      $ 3.69  

Q4 2025

      225,000      $ 3.39        155,000      $ 3.00      $ 3.69  

Q1-Q4 2026

      215,000      $ 3.71        120,000      $ 3.19      $ 4.43  

Natural Gas Basis Swaps

 

Period

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

Q1–Q4 2025

    Houston Ship Channel      230,000      $ (0.35 ) 

Q1–Q4 2025

    WAHA      110,000      $ (1.11 ) 

Q1–Q4 2026

    Houston Ship Channel      50,000      $ (0.29 ) 

Q1–Q4 2026

    WAHA      20,000      $ (1.30 ) 

 

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2025 & 2026 HEDGING POSITIONS (continued)         LOGO

 

NGL Commodity Hedges

 

          Price Swaps  

Period

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

Q1-Q4 2025

    Natural Gasoline      3,000      $ 63.35  

Q1-Q4 2025

    Normal Butane      323      $ 39.90  

Q1-Q4 2025

    Propane      3,000      $ 32.29  

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 December 31, 2024.

 

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