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Exhibit 99.2

Devon Energy First-Quarter 2025

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

      10  

EBITDAX

      11  

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

      12  

 

1

CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

(in millions, except per share amounts)    2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Oil, gas and NGL sales

    $ 3,126     $ 3,086     $ 2,665      $ 2,796      $ 2,629  

Oil, gas and NGL derivatives (1)

      (98 )      (84 )      227        23        (145 ) 

Marketing and midstream revenues

      1,424       1,401       1,132        1,098        1,112  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total revenues

      4,452       4,403       4,024        3,917        3,596  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Production expenses (2)

      912       881       763        788        751  

Exploration expenses

      10       12       4        3        9  

Marketing and midstream expenses

      1,436       1,402       1,149        1,108        1,133  

Depreciation, depletion and amortization

      912       971       794        768        722  

Asset impairments

      254       —        —         —         —   

Asset dispositions

      2       (5 )      —         15        1  

General and administrative expenses

      130       155       117        114        114  

Financing costs, net (3)

      123       123       88        76        76  

Other, net

      27       24       45        5        22  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total expenses

      3,806       3,563       2,960        2,877        2,828  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Earnings before income taxes

      646       840       1,064        1,040        768  

Income tax expense (4)

      137       187       239        185        159  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Net earnings

      509       653       825        855        609  

Net earnings attributable to noncontrolling interests

      15       14       13        11        13  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Net earnings attributable to Devon

    $ 494     $ 639     $ 812      $ 844      $ 596  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Net earnings per share:

             

Basic net earnings per share

    $ 0.77     $ 0.98     $ 1.31      $ 1.35      $ 0.95  

Diluted net earnings per share

    $ 0.77     $ 0.98     $ 1.30      $ 1.34      $ 0.94  

Weighted average common shares outstanding:

             

Basic

      643       650       622        626        629  

Diluted

      645       651       623        628        632  

 

2

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

 

(1) OIL, GAS AND NGL DERIVATIVES                               
(in millions)    2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Derivative cash settlements

    $ (10 )    $ 58     $ 61     $ 54     $ 24  

Derivative valuation changes

      (88 )      (142 )      166       (31 )      (169 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Oil, gas and NGL derivatives

    $ (98 )    $ (84 )    $ 227     $ 23     $ (145 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  
(2) PRODUCTION EXPENSES                               
(in millions)    2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Lease operating expense

    $ 479     $ 445     $ 366     $ 383     $ 380  

Gathering, processing & transportation

      204       213       200       197       180  

Production taxes

      212       206       179       188       175  

Property taxes

      17       17       18       20       16  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Production expenses

    $ 912     $ 881     $ 763     $ 788     $ 751  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  
(3) FINANCING COSTS, NET                               
(in millions)    2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Interest based on debt outstanding

    $ 127     $ 128     $ 98     $ 88     $ 87  

Interest income

      (10 )      (16 )      (19 )      (14 )      (13 ) 

Other

      6       11       9       2       2  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Financing costs, net

    $ 123     $ 123     $ 88     $ 76     $ 76  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  
(4) INCOME TAX EXPENSE                               
(in millions)    2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Current expense

    $ 96     $ 119     $ 75     $ 146     $ 119  

Deferred expense

      41       68       164       39       40  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Income tax expense

    $ 137     $ 187     $ 239     $ 185     $ 159  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

3

CONSOLIDATED BALANCE SHEETS

 

 

(in millions)    2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Current assets:

           

Cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 1,234     $ 846     $ 676     $ 1,169     $ 1,149  

Accounts receivable

      2,036       1,972       1,779       1,589       1,670  

Inventory

      332       294       293       258       234  

Other current assets

      303       315       484       343       345  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total current assets

      3,905       3,427       3,232       3,359       3,398  

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

      23,429       23,198       23,155       18,216       18,033  

Other property and equipment, net

      1,653       1,813       1,795       1,569       1,551  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total property and equipment, net

      25,082       25,011       24,950       19,785       19,584  

Goodwill

      753       753       753       753       753  

Right-of-use assets

      127       303       317       297       276  

Investments

      713       727       718       704       713  

Other long-term assets

      348       268       293       264       254  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total assets

    $ 30,928     $ 30,489     $ 30,263     $ 25,162     $ 24,978  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Current liabilities:

           

Accounts payable

    $ 923     $ 806     $ 995     $ 754     $ 879  

Revenues and royalties payable

      1,588       1,432       1,423       1,363       1,268  

Short-term debt

      485       485       —        475       479  

Other current liabilities

      622       586       488       424       640  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total current liabilities

      3,618       3,309       2,906       3,016       3,266  

Long-term debt

      8,395       8,398       8,884       5,665       5,668  

Lease liabilities

      77       320       328       315       301  

Asset retirement obligations

      835       770       765       691       683  

Other long-term liabilities

      1,041       840       820       829       841  

Deferred income taxes

      2,189       2,148       2,082       1,917       1,878  

Stockholders’ equity:

           

Common stock

      64       65       66       63       63  

Additional paid-in capital

      6,096       6,387       6,662       5,478       5,718  

Retained earnings

      8,506       8,166       7,670       7,132       6,509  

Accumulated other comprehensive loss

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

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total stockholders’ equity attributable to Devon

      14,545       14,496       14,277       12,551       12,167  

Noncontrolling interests

      228       208       201       178       174  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total equity

      14,773       14,704       14,478       12,729       12,341  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total liabilities and equity

    $ 30,928     $ 30,489     $ 30,263     $ 25,162     $ 24,978  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

4

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

 

 

(in millions)    2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Cash flows from operating activities:

           

Net earnings

    $ 509     $ 653     $ 825     $ 855     $ 609  

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

           

Depreciation, depletion and amortization

      912       971       794       768       722  

Asset impairments

      254       —        —        —        —   

Leasehold impairments

      5       3       1       1       —   

Accretion of liabilities

      6       6       2       —        —   

Total (gains) losses on commodity derivatives

      98       84       (227 )      (23 )      145  

Cash settlements on commodity derivatives

      (10 )      58       61       54       24  

(Gains) losses on asset dispositions

      2       (5 )      —        15       1  

Deferred income tax expense

      41       68       164       39       40  

Share-based compensation

      30       24       24       27       24  

Other

      (22 )      4       3       —        3  

Changes in assets and liabilities, net

      117       (202 )      16       (201 )      170  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from operating activities

      1,942       1,664       1,663       1,535       1,738  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from investing activities:

           

Capital expenditures

      (934 )      (926 )      (877 )      (948 )      (894 ) 

Acquisitions of property and equipment

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

Divestitures of property and equipment

      133       6       —        1       17  

Grayson Mill acquired cash

      —        —        147       —        —   

Distributions from investments

      9       33       13       11       11  

Contributions to investments and other

      (2 )      (40 )      (30 )      (1 )      (47 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from investing activities

      (802 )      (1,043 )      (4,349 )      (1,019 )      (921 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from financing activities:

           

Borrowings of long-term debt, net of issuance costs

      —        —        3,219       —        —   

Repayments of long-term debt

      —        —        (472 )      —        —   

Repurchases of common stock

      (301 )      (301 )      (295 )      (256 )      (205 ) 

Dividends paid on common stock

      (163 )      (143 )      (272 )      (223 )      (299 ) 

Contributions from noncontrolling interests

      14       8       20       12       12  

Distributions to noncontrolling interests

      (9 )      (15 )      (10 )      (19 )      (7 ) 

Lease extinguishment payment

      (274 )      —        —        —        —   

Shares exchanged for tax withholdings and other

      (19 )      1       2       (9 )      (42 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from financing activities

      (752 )      (450 )      2,192       (495 )      (541 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Effect of exchange rate changes on cash

      —        (1 )      1       (1 )      (2 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net change in cash, cash equivalents and restricted cash

      388       170       (493 )      20       274  

Cash, cash equivalents and restricted cash at beginning of period

      846       676       1,169       1,149       875  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash, cash equivalents and restricted cash at end of period

    $ 1,234     $ 846     $ 676     $ 1,169     $ 1,149  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reconciliation of cash, cash equivalents and restricted cash:

           

Cash and cash equivalents

    $ 1,198     $ 811     $ 645     $ 1,140     $ 1,126  

Restricted cash

      36       35       31       29       23  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 1,234     $ 846     $ 676     $ 1,169     $ 1,149  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

5

PRODUCTION

 

 

     2025      2024  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Oil (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      216        221        227        221        208  

Rockies

      112        110        48        50        53  

Eagle Ford

      45        49        44        46        43  

Anadarko Basin

      11        14        13        14        11  

Other

      4        4        3        4        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      388        398        335        335        319  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Natural gas liquids (MBbls/d)

               

Delaware Basin

      118        127        134        121        113  

Rockies

      44        43        15        14        12  

Eagle Ford

      15        21        16        17        14  

Anadarko Basin

      26        30        29        30        26  

Other

      —         —         —         —         —   
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      203        221        194        182        165  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Gas (MMcf/d)

               

Delaware Basin

      744        755        764        712        695  

Rockies

      233        230        96        89        81  

Eagle Ford

      117        130        93        92        79  

Anadarko Basin

      252        255        241        244        223  

Other

      —         1        —         —         1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      1,346        1,371        1,194        1,137        1,079  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

               

Delaware Basin

      458        474        488        461        437  

Rockies

      195        191        79        79        79  

Eagle Ford

      79        92        75        79        70  

Anadarko Basin

      79        87        82        84        74  

Other

      4        4        4        4        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      815        848        728        707        664  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

6

CAPITAL EXPENDITURES

 

 

(in millions)    2025      2024  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

    $ 493      $ 448      $ 495      $ 505      $ 555  

Rockies

      215        268        89        84        70  

Eagle Ford

      151        107        173        180        156  

Anadarko Basin

      46        44        56        56        59  

Other

      3        5        4        3        2  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total upstream capital

    $ 908      $ 872      $ 817      $ 828      $ 842  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Carbon capital

      22        12        26        24        32  

Midstream and Corporate

      34        42        35        38        63  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Capital expenditures

    $ 964      $ 926      $ 878      $ 890      $ 937  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Acquisitions (1)

      8        116        38        81        8  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 972      $ 1,042      $ 916      $ 971      $ 945  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

(1)

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

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CAPITAL EXPENDITURES

 

 

$                       $                       $                       $                       $                      
GROSS OPERATED SPUDS                                   
     2025      2024  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      73        67        75        73        76  

Rockies

      24        24        8        12        4  

Eagle Ford

      30        12        28        28        30  

Anadarko Basin

      5        2        9        13        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      132        105        120        126        114  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  
GROSS OPERATED WELLS TIED-IN                                   
     2025      2024  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      79        55        55        62        59  

Rockies

      16        30        7        3        12  

Eagle Ford

      35        23        31        23        26  

Anadarko Basin

      6        20        15        26        5  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      136        128        108        114        102  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  
NET OPERATED WELLS TIED-IN                                   
     2025      2024  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

      54        50        39        44        50  

Rockies

      13        27        6        2        12  

Eagle Ford

      26        13        24        15        21  

Anadarko Basin

      2        8        6        14        2  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      95        98        75        75        85  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  
AVERAGE LATERAL LENGTH                                   
(based on wells tied-in)    2025      2024  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Delaware Basin

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

Rockies

      12,200’        10,150’        14,500’        15,500’        9,600’  

Eagle Ford

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

Anadarko Basin

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

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      10,700’        9,900’        10,000’        9,300’        9,300’  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

7

REALIZED PRICING

 

 

BENCHMARK PRICES                                   
(average prices)    2025      2024  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

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

    $ 71.50      $ 70.32      $ 75.20      $ 80.62      $ 77.01  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 3.65      $ 2.79      $ 2.15      $ 1.89      $ 2.25  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 29.65      $ 27.80      $ 25.20      $ 26.33      $ 27.51  

 

REALIZED PRICES                               
     2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Oil (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 70.28     $ 69.06     $ 74.24     $ 79.62     $ 76.23  

Rockies

      66.40       65.67       70.39       75.73       71.33  

Eagle Ford

      69.85       69.25       74.92       80.45       76.51  

Anadarko Basin

      71.15       67.46       73.13       78.36       74.91  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      69.13       68.11       73.74       79.10       75.40  

Cash settlements

      0.02       1.08       0.52       (0.15 )      (0.25 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 69.15     $ 69.19     $ 74.26     $ 78.95     $ 75.15  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Natural gas liquids (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 22.76     $ 21.79     $ 19.21     $ 19.59     $ 20.55  

Rockies

      14.72       12.88       8.09       9.44       10.95  

Eagle Ford

      28.65       26.40       24.18       23.07       23.67  

Anadarko Basin

      26.91       25.45       22.35       22.16       24.77  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      22.03       21.07       19.25       19.60       20.81  

Cash settlements

      (0.10 )      (0.06 )      0.11       0.11       (0.08 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 21.93     $ 21.01     $ 19.36     $ 19.71     $ 20.73  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Gas (Per Mcf)

           

Delaware Basin

    $ 2.47     $ 1.01     $ 0.04     $ 0.17     $ 1.19  

Rockies

      1.48       0.59       (0.85 )      (0.46 )      (0.02 ) 

Eagle Ford

      3.36       2.31       1.80       1.48       1.89  

Anadarko Basin

      3.42       2.27       1.74       1.70       1.92  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      2.55       1.30       0.45       0.55       1.30  

Cash settlements

      (0.07 )      0.16       0.39       0.55       0.32  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 2.48     $ 1.46     $ 0.84     $ 1.10     $ 1.62  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total oil equivalent (Per Boe)

           

Delaware Basin

    $ 43.00     $ 39.66     $ 39.85     $ 43.63     $ 43.55  

Rockies

      43.29       41.37       43.11       49.22       49.74  

Eagle Ford

      49.75       46.46       50.89       54.03       53.81  

Anadarko Basin

      29.96       26.54       24.69       25.53       25.48  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      42.58       39.57       39.80       43.44       43.52  

Cash settlements

      (0.13 )      0.75       0.91       0.85       0.39  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 42.45     $ 40.32     $ 40.71     $ 44.29     $ 43.91  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

8

ASSET MARGINS

 

BENCHMARK PRICES

(average prices)    2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

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

    $ 71.50     $ 70.32     $ 75.20     $ 80.62     $ 77.01  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 3.65     $ 2.79     $ 2.15     $ 1.89     $ 2.25  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 29.65     $ 27.80     $ 25.20     $ 26.33     $ 27.51  
PER-UNIT CASH MARGIN BY ASSET (per Boe)                               
     2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Delaware Basin

           

Realized price

    $ 43.00     $ 39.66     $ 39.85     $ 43.63     $ 43.55  

Lease operating expenses

      (5.74 )      (4.93 )      (4.69 )      (5.31 )      (5.54 ) 

Gathering, processing & transportation

      (3.00 )      (2.92 )      (2.79 )      (2.89 )      (2.79 ) 

Production & property taxes

      (3.13 )      (2.91 )      (2.99 )      (3.31 )      (3.16 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 31.13     $ 28.90     $ 29.38     $ 32.12     $ 32.06  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Rockies

           

Realized price

    $ 43.29     $ 41.37     $ 43.11     $ 49.22     $ 49.74  

Lease operating expenses

      (9.31 )      (8.63 )      (10.83 )      (10.43 )      (11.06 ) 

Gathering, processing & transportation

      (1.14 )      (1.22 )      (2.33 )      (2.47 )      (2.26 ) 

Production & property taxes

      (3.83 )      (3.66 )      (4.56 )      (5.22 )      (5.23 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 29.01     $ 27.86     $ 25.39     $ 31.10     $ 31.19  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Eagle Ford

           

Realized price

    $ 49.75     $ 46.46     $ 50.89     $ 54.03     $ 53.81  

Lease operating expenses

      (6.65 )      (5.59 )      (6.57 )      (7.03 )      (7.59 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.47 )      (2.21 )      (2.02 )      (2.03 )      (1.67 ) 

Production & property taxes

      (2.65 )      (2.41 )      (2.79 )      (2.82 )      (2.73 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 37.98     $ 36.25     $ 39.51     $ 42.15     $ 41.82  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Anadarko Basin

           

Realized price

    $ 29.96     $ 26.54     $ 24.69     $ 25.53     $ 25.48  

Lease operating expenses

      (3.20 )      (2.72 )      (2.92 )      (3.16 )      (3.33 ) 

Gathering, processing & transportation

      (6.01 )      (5.74 )      (5.78 )      (5.70 )      (6.27 ) 

Production & property taxes

      (1.62 )      (1.20 )      (1.17 )      (1.19 )      (1.24 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 19.13     $ 16.88     $ 14.82     $ 15.48     $ 14.64  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Devon - Total

           

Realized price

    $ 42.58     $ 39.57     $ 39.80     $ 43.44     $ 43.52  

Lease operating expenses

      (6.53 )      (5.70 )      (5.46 )      (5.95 )      (6.29 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.78 )      (2.74 )      (2.98 )      (3.07 )      (2.98 ) 

Production & property taxes

      (3.11 )      (2.86 )      (2.95 )      (3.23 )      (3.16 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 30.16     $ 28.27     $ 28.41     $ 31.19     $ 31.09  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

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 2025 and fourth-quarter 2024 earnings.

 

     Quarter Ended March 31, 2025  
     Before-tax      After-tax      After NCI      Per Diluted
Share		  

Total

            
Earnings (GAAP)    $ 646      $ 509      $ 494      $ 0.77  

Adjustments:

            

Asset dispositions

      2        1        1        —   

Asset and exploration impairments

      259        202        202        0.31  

Fair value changes in financial instruments

      88        68        68        0.11  

Restructuring and transaction costs

      18        14        14        0.02  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  
Core earnings (Non-GAAP)    $ 1,013      $ 794      $ 779      $ 1.21  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  
     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  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

10

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 impairments; asset disposition gains and losses; non-cash share-based compensation; non-cash valuation changes for derivatives and financial instruments; restructuring and transaction costs; accretion on discounted liabilities; and other items not related to normal operations. EBITDAX as defined by Devon may not be comparable to similarly titled measures used by other companies.

 

     Q1 ‘25      Q4 ‘24     Q3 ‘24     Q2 ‘24      TTM      Q1 ‘24  

Net earnings (GAAP)

    $ 509      $ 653     $ 825     $ 855      $ 2,842      $ 609  

Financing costs, net

      123        123       88       76        410        76  

Income tax expense

      137        187       239       185        748        159  

Exploration expenses

      10        12       4       3        29        9  

Depreciation, depletion and amortization

      912        971       794       768        3,445        722  

Asset impairments

      254        —        —        —         254        —   

Asset dispositions

      2        (5 )      —        15        12        1  

Share-based compensation

      24        24       24       26        98        24  

Derivative & financial instrument non-cash val. changes

      88        142       (166 )      31        95        169  

Accretion on discounted liabilities and other

      27        24       45       5        101        22  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

  

EBITDAX (Non-GAAP)

    $ 2,086      $ 2,131     $ 1,853     $ 1,964      $ 8,034      $ 1,791  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

11

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.

 

     2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Total debt (GAAP)

    $ 8,880     $ 8,883     $ 8,884     $ 6,140     $ 6,147  

Less:

           

Cash, cash equivalents and restricted cash

      (1,234 )      (846 )      (676 )      (1,169 )      (1,149 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 7,646     $ 8,037     $ 8,208     $ 4,971     $ 4,998  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

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. 

 

     2025      2024  
     Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2      Quarter 1  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 7,646      $ 8,037      $ 8,208      $ 4,971      $ 4,998  

EBITDAX (Non-GAAP) (1)

    $ 8,034      $ 7,739      $ 7,496      $ 7,668      $ 7,434  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Net debt-to-EBITDAX (Non-GAAP)

      1.0        1.0        1.1        0.6        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.

 

     2025     2024  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1  

Total operating cash flow (GAAP)

    $ 1,942     $ 1,664     $ 1,663     $ 1,535     $ 1,738  

Less capital expenditures:

      (934 )      (926 )      (877 )      (948 )      (894 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Free cash flow (Non-GAAP)

    $ 1,008     $ 738     $ 786     $ 587     $ 844  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

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.

 

     2025     2024     2023  
     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2     Quarter 1     Full Year  

Capital expenditures (Accrued) (1)

    $ 972     $ 1,042     $ 916     $ 971     $ 945     $ 3,907  

Operating cash flow

    $ 1,942     $ 1,664     $ 1,663     $ 1,535     $ 1,738     $ 6,544  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reinvestment rate (Non-GAAP)

      50 %      63 %      55 %      63 %      54 %      60 % 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

(1)

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

 

12

SECOND-QUARTER AND FULL-YEAR 2025 GUIDANCE         LOGO
 

 

$              $              $              $             
PRODUCTION GUIDANCE                            
     Quarter 2      Full Year  
     Low      High      Low      High  

Oil (MBbls/d)

      381        387        382        388  

Natural gas liquids (MBbls/d)

      207        213        206        212  

Gas (MMcf/d)

      1,330        1,370        1,330        1,370  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

      810        828        810        828  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  
CAPITAL EXPENDITURES GUIDANCE                            
     Quarter 2 (1)      Full Year  
(in millions)    Low      High      Low      High  

Upstream capital

    $ 910      $ 950      $ 3,475      $ 3,625  

Carbon capital

      30        40        100        125  

Midstream and other capital

      35        45        125        150  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 975      $ 1,035      $ 3,700      $ 3,900  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

(1)

Q2 capital includes approximately $50 million related to multiple land trades in the Delaware Basin that will increase interest on greater than 30 wells.

PRICE REALIZATIONS GUIDANCE                         
     Quarter 2     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

      45 %      55 %      50 %      60 % 
OTHER GUIDANCE ITEMS                         
     Quarter 2     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

    $ 9.00     $ 9.40     $ 8.80     $ 9.20  

Production and property taxes as % of upstream sales

      7.0 %      8.0 %      7.0 %      8.0 % 

Exploration expenses

    $ 5     $ 15     $ 30     $ 50  

Depreciation, depletion and amortization

    $ 880     $ 920     $ 3,600     $ 3,700  

General and administrative expenses

    $ 110     $ 120     $ 450     $ 490  

Financing costs, net

    $ 110     $ 120     $ 450     $ 490  

Other expenses

    $ —      $ 10     $ 15     $ 30  
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

      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)		  

Q2 2025

    15,000    $ 72.18        99,000      $ 66.54      $ 75.41  

Q3-Q4 2025

    9,000    $ 71.52        105,000      $ 66.35      $ 75.36  

 

     Three Way Collars  

Period

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

Q2-Q4 2025

    13,000    $ 50.77      $ 65.00      $ 77.37  

Q1-Q2 2026

    5,000    $ 50.00      $ 65.00      $ 77.91  

 

Oil Basis Swaps                 

Period

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

Q2-Q4 2025

    Midland Sweet    63,000    $ 1.00  

Q2-Q4 2025

    NYMEX Roll    4,000    $ 0.91  

Q1-Q4 2026

    Midland Sweet    32,000    $ 1.13  

 

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 2025

    342,000    $ 3.36      170,000    $ 3.00     $ 3.80  

Q3 2025

    302,000    $ 3.40      170,000    $ 3.00     $ 3.80  

Q4 2025

    245,000    $ 3.51      170,000    $ 3.00     $ 3.80  

Q1-Q4 2026

    217,500    $ 3.72      160,000    $ 3.14     $ 4.88  

 

Natural Gas Basis Swaps          

Period

  

Index

  

Volume (MMBtu/d)

   Weighted Average
Differential to Henry
Hub ($/MMBtu)		  

Q2-Q4 2025

   Houston Ship Channel   230,000   $ (0.35 ) 

Q2-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 ) 

 

2

2025 & 2026 HEDGING POSITIONS (continued)         LOGO
 

 

NGL Commodity Hedges           
         

Price Swaps

  

Period

   

Product

   

Volume (Bbls/d)

   Weighted Average
Price ($/Bbl)		  

Q2-Q4 2025

    Natural Gasoline    3,000   $ 63.35  

Q2-Q4 2025

    Normal Butane    323   $ 39.90  

Q2-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 March 31, 2025.

 

3