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Exhibit 99.2

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

Oil, gas and NGL sales

    $ 2,796      $ 2,629     $ 2,737      $ 2,882     $ 2,493  

Oil, gas and NGL derivatives (1)

      23        (145 )      324        (194 )      (76 ) 

Marketing and midstream revenues

      1,098        1,112       1,084        1,148       1,037  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Total revenues

      3,917        3,596       4,145        3,836       3,454  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Production expenses (2)

      788        751       759        757       719  

Exploration expenses

      3        9       4        3       10  

Marketing and midstream expenses

      1,108        1,133       1,093        1,160       1,051  

Depreciation, depletion and amortization

      768        722       650        651       638  

Asset dispositions

      15        1       11        —        (41 ) 

General and administrative expenses

      114        114       111        99       92  

Financing costs, net (3)

      76        76       77        81       78  

Other, net

      5        22       10        13       10  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Total expenses

      2,877        2,828       2,715        2,764       2,557  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Earnings before income taxes

      1,040        768       1,430        1,072       897  

Income tax expense (4)

      185        159       269        152       199  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Net earnings

      855        609       1,161        920       698  

Net earnings attributable to noncontrolling interests

      11        13       9        10       8  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Net earnings attributable to Devon

    $ 844      $ 596     $ 1,152      $ 910     $ 690  
  

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Net earnings per share:

             

Basic net earnings per share

    $ 1.35      $ 0.95     $ 1.81      $ 1.43     $ 1.08  

Diluted net earnings per share

    $ 1.34      $ 0.94     $ 1.81      $ 1.42     $ 1.07  

Weighted average common shares outstanding:

             

Basic

      626        629       635        637       638  

Diluted

      628        632       638        639       639  

 

2

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS

 

(1) OIL, GAS AND NGL DERIVATIVES

 

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

Derivative cash settlements

    $ 54     $ 24     $ 8      $ (11 )    $ 37  

Derivative valuation changes

      (31 )      (169 )      316        (183 )      (113 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

  

Oil, gas and NGL derivatives

    $ 23     $ (145 )    $ 324      $ (194 )    $ (76 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

     

 

 

    

 

 

  

(2) PRODUCTION EXPENSES

 

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

Lease operating expense

    $ 383      $ 380      $ 381      $ 367      $ 353  

Gathering, processing & transportation

      197        180        181        178        177  

Production taxes

      188        175        182        191        165  

Property taxes

      20        16        15        21        24  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Production expenses

    $ 788      $ 751      $ 759      $ 757      $ 719  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

(3) FINANCING COSTS, NET

 

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

Interest based on outstanding debt

    $ 88     $ 87     $ 87     $ 93     $ 96  

Interest income

      (14 )      (13 )      (12 )      (11 )      (15 ) 

Other

      2       2       2       (1 )      (3 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Financing costs, net

    $ 76     $ 76     $ 77     $ 81     $ 78  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

(4) INCOME TAX EXPENSE

 

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

Current expense

    $ 146      $ 119      $ 105      $ 139      $ 80  

Deferred expense

      39        40        164        13        119  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Income tax expense

    $ 185      $ 159      $ 269      $ 152      $ 199  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

3

CONSOLIDATED BALANCE SHEETS

 

 

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

Current assets:

           

Cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 1,169     $ 1,149     $ 875     $ 761     $ 488  

Accounts receivable

      1,589       1,670       1,573       1,853       1,519  

Inventory

      258       234       249       233       201  

Other current assets

      343       345       460       365       397  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total current assets

      3,359       3,398       3,157       3,212       2,605  

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

      18,216       18,033       17,825       17,563       17,317  

Other property and equipment, net

      1,569       1,551       1,503       1,468       1,446  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total property and equipment, net

      19,785       19,584       19,328       19,031       18,763  

Goodwill

      753       753       753       753       753  

Right-of-use assets

      297       276       267       261       266  

Investments

      704       713       666       671       675  

Other long-term assets

      264       254       319       313       293  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total assets

    $ 25,162     $ 24,978     $ 24,490     $ 24,241     $ 23,355  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Current liabilities:

           

Accounts payable

    $ 754     $ 879     $ 760     $ 812     $ 843  

Revenues and royalties payable

      1,363       1,268       1,222       1,434       1,199  

Short-term debt

      475       479       483       487       244  

Other current liabilities

      424       640       484       597       383  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total current liabilities

      3,016       3,266       2,949       3,330       2,669  

Long-term debt

      5,665       5,668       5,672       5,675       6,169  

Lease liabilities

      315       301       295       290       299  

Asset retirement obligations

      691       683       643       641       548  

Other long-term liabilities

      829       841       876       850       858  

Deferred income taxes

      1,917       1,878       1,838       1,676       1,662  

Stockholders’ equity:

           

Common stock

      63       63       64       64       64  

Additional paid-in capital

      5,478       5,718       5,939       6,153       6,131  

Retained earnings

      7,132       6,509       6,195       5,535       4,940  

Accumulated other comprehensive loss

      (122 )      (123 )      (124 )      (113 )      (114 ) 

Treasury stock

      —        —        (13 )      —        —   
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total stockholders’ equity attributable to Devon

      12,551       12,167       12,061       11,639       11,021  

Noncontrolling interests

      178       174       156       140       129  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total equity

      12,729       12,341       12,217       11,779       11,150  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total liabilities and equity

    $ 25,162     $ 24,978     $ 24,490     $ 24,241     $ 23,355  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

4

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

 

 

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

Cash flows from operating activities:

           

Net earnings

    $ 855     $ 609     $ 1,161     $ 920     $ 698  

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

           

Depreciation, depletion and amortization

      768       722       650       651       638  

Leasehold impairments

      1       —        1       1       3  

Accretion (amortization) of liabilities

      —        —        1       (2 )      (8 ) 

Total (gains) losses on commodity derivatives

      (23 )      145       (324 )      194       76  

Cash settlements on commodity derivatives

      54       24       8       (11 )      37  

(Gains) losses on asset dispositions

      15       1       11       —        (41 ) 

Deferred income tax expense

      39       40       164       13       119  

Share-based compensation

      27       24       23       22       25  

Other

      —        3       (3 )      (2 )      (2 ) 

Changes in assets and liabilities, net

      (201 )      170       45       (61 )      (140 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from operating activities

      1,535       1,738       1,737       1,725       1,405  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from investing activities:

           

Capital expenditures

      (948 )      (894 )      (910 )      (882 )      (1,079 ) 

Acquisitions of property and equipment

      (82 )      (8 )      (10 )      (23 )      (18 ) 

Divestitures of property and equipment

      1       17       3       1       1  

Distributions from investments

      11       11       8       7       9  

Contributions to investments and other

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

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from investing activities

      (1,019 )      (921 )      (910 )      (897 )      (1,102 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flows from financing activities:

           

Repayments of long-term debt

      —        —        —        (242 )      —   

Repurchases of common stock

      (256 )      (205 )      (234 )      —        (228 ) 

Dividends paid on common stock

      (223 )      (299 )      (488 )      (312 )      (462 ) 

Contributions from noncontrolling interests

      12       12       19       10       8  

Distributions to noncontrolling interests

      (19 )      (7 )      (12 )      (9 )      (13 ) 

Shares exchanged for tax withholdings and other

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

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net cash from financing activities

      (495 )      (541 )      (716 )      (553 )      (704 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Effect of exchange rate changes on cash

      (1 )      (2 )      3       (2 )      2  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net change in cash, cash equivalents and restricted cash

      20       274       114       273       (399 ) 

Cash, cash equivalents and restricted cash at beginning of period

      1,149       875       761       488       887  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash, cash equivalents and restricted cash at end of period

    $ 1,169     $ 1,149     $ 875     $ 761     $ 488  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reconciliation of cash, cash equivalents and restricted cash:

           

Cash and cash equivalents

    $ 1,140     $ 1,126     $ 853     $ 654     $ 372  

Restricted cash

      29       23       22       107       116  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total cash, cash equivalents and restricted cash

    $ 1,169     $ 1,149     $ 875     $ 761     $ 488  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

5

PRODUCTION

 

 

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

Oil (MBbls/d)

      

Delaware Basin

      221        208        208        215        209  

Eagle Ford

      46        43        43        40        45  

Anadarko Basin

      14        11        13        14        15  

Williston Basin

      37        40        36        35        36  

Powder River Basin

      13        13        13        13        14  

Other

      4        4        4        4        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      335        319        317        321        323  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Natural gas liquids (MBbls/d)

      

Delaware Basin

      121        113        112        112        105  

Eagle Ford

      17        14        15        15        16  

Anadarko Basin

      30        26        29        27        31  

Williston Basin

      12        10        10        9        9  

Powder River Basin

      2        2        3        2        2  

Other

      —         —         —         1        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      182        165        169        166        164  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Gas (MMcf/d)

      

Delaware Basin

      712        695        673        680        636  

Eagle Ford

      92        79        81        78        86  

Anadarko Basin

      244        223        225        235        254  

Williston Basin

      71        63        61        58        59  

Powder River Basin

      18        18        20        18        18  

Other

      —         1        1        1        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      1,137        1,079        1,061        1,070        1,054  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

      

Delaware Basin

      461        437        433        440        420  

Eagle Ford

      79        70        72        68        74  

Anadarko Basin

      84        74        79        80        89  

Williston Basin

      61        61        55        54        56  

Powder River Basin

      18        18        19        19        19  

Other

      4        4        4        4        4  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      707        664        662        665        662  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

6

CAPITAL EXPENDITURES

 

 

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

Delaware Basin

    $ 505      $ 555      $ 506      $ 503      $ 583  

Eagle Ford

      180        156        194        198        179  

Anadarko Basin

      56        59        51        13        67  

Williston Basin

      38        27        55        69        89  

Powder River Basin

      46        43        55        45        39  

Other

      3        2        3        2        1  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total upstream capital

    $ 828      $ 842      $ 864      $ 830      $ 958  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Carbon capital

      24        32        31        25        30  

Midstream and Corporate

      38        63        45        41        30  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Capital expenditures (excluding acquisitions)

    $ 890      $ 937      $ 940      $ 896      $ 1,018  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

Acquisitions

      81        8        11        23        18  

SUPPLEMENTAL INFORMATION FOR CAPITAL EXPENDITURES

 

GROSS OPERATED SPUDS

 

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

Delaware Basin

      73        76        60        64        65  

Eagle Ford

      28        30        26        28        18  

Anadarko Basin

      13        4        17        10        9  

Williston Basin

      6        1        —         7        8  

Powder River Basin

      6        3        5        4        3  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      126        114        108        113        103  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

GROSS OPERATED WELLS TIED-IN

 

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

Delaware Basin

      62        59        62        59        76  

Eagle Ford

      23        26        24        13        29  

Anadarko Basin

      26        5        4        —         16  

Williston Basin

      —         10        6        6        8  

Powder River Basin

      3        2        4        3        2  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      114        102        100        81        131  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

NET OPERATED WELLS TIED-IN

 

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

Delaware Basin

      44        50        47        49        61  

Eagle Ford

      15        21        20        12        25  

Anadarko Basin

      14        2        1        —         7  

Williston Basin

      —         10        3        4        6  

Powder River Basin

      2        2        4        3        2  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

      75        85        75        68        101  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

AVERAGE LATERAL LENGTH

 

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

Delaware Basin

      10,200’        10,300’        10,300’        9,700’        10,100’  

Eagle Ford

      6,800’        6,700’        7,900’        5,000’        6,200’  

Anadarko Basin

      8,700’        10,000’        12,500’        —         9,100’  

Williston Basin

      —         9,600’        12,300’        12,300’        10,000’  

Powder River Basin

      15,500’        9,600’        9,600’        13,300’        15,000’  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total

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

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

7

REALIZED PRICING

 

BENCHMARK PRICES

 

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

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

    $ 80.62     $ 77.01     $ 78.48     $ 82.06     $ 73.76  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 1.89     $ 2.25     $ 2.88     $ 2.54     $ 2.09  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 26.33     $ 27.51     $ 25.52     $ 26.62     $ 23.99  
REALIZED PRICES           
     2024     2023  
     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2  

Oil (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 79.62     $ 76.23     $ 77.75     $ 80.72     $ 71.86  

Eagle Ford

      80.45       76.51       78.51       80.85       72.36  

Anadarko Basin

      78.36       74.91       77.09       79.86       71.52  

Williston Basin

      75.81       71.13       74.26       79.50       70.80  

Powder River Basin

      75.48       71.93       74.58       78.51       70.75  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      79.10       75.40       77.32       80.48       71.74  

Cash settlements

      (0.15 )      (0.25 )      (0.34 )      (0.67 )      —   
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 78.95     $ 75.15     $ 76.98     $ 79.81     $ 71.74  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Natural gas liquids (Per Bbl)

           

Delaware Basin

    $ 19.59     $ 20.55     $ 19.93     $ 20.76     $ 18.07  

Eagle Ford

      23.07       23.67       22.67       23.70       20.22  

Anadarko Basin

      22.16       24.77       21.44       23.37       19.42  

Williston Basin

      5.49       6.27       2.95       4.09       2.52  

Powder River Basin

      30.75       32.91       28.80       29.63       24.52  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      19.60       20.81       19.67       20.72       17.79  

Cash settlements

      0.11       (0.08 )      —        —        —   
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 19.71     $ 20.73     $ 19.67     $ 20.72     $ 17.79  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Gas (Per Mcf)

           

Delaware Basin

    $ 0.17     $ 1.19     $ 1.76     $ 1.94     $ 1.18  

Eagle Ford

      1.48       1.89       2.44       2.31       1.80  

Anadarko Basin

      1.70       1.92       2.38       2.17       1.72  

Williston Basin

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

Powder River Basin

      1.64       2.29       2.52       2.53       2.41  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      0.55       1.30       1.83       1.92       1.27  

Cash settlements

      0.55       0.32       0.19       0.09       0.39  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 1.10     $ 1.62     $ 2.02     $ 2.01     $ 1.66  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Total oil equivalent (Per Boe)

           

Delaware Basin

    $ 43.63     $ 43.55     $ 45.38     $ 47.68     $ 42.05  

Eagle Ford

      54.03       53.81       54.64       55.71       49.69  

Anadarko Basin

      25.53       25.48       26.96       27.88       24.04  

Williston Basin

      46.32       47.37       47.77       52.64       45.94  

Powder River Basin

      58.99       57.60       57.99       62.21       56.33  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price without hedges

      43.44       43.52       44.93       47.10       41.39  

Cash settlements

      0.85       0.39       0.14       (0.18 )      0.61  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Realized price, including cash settlements

    $ 44.29     $ 43.91     $ 45.07     $ 46.92     $ 42.00  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

8

ASSET MARGINS

 

BENCHMARK PRICES

 

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

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

    $ 80.62     $ 77.01     $ 78.48     $ 82.06     $ 73.76  

Natural Gas ($/Mcf) - Henry Hub

    $ 1.89     $ 2.25     $ 2.88     $ 2.54     $ 2.09  

NGL ($/Bbl) - Mont Belvieu Blended

    $ 26.33     $ 27.51     $ 25.52     $ 26.62     $ 23.99  
PER-UNIT CASH MARGIN BY ASSET (per Boe)           
     2024     2023  
     Quarter 2     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2  

Delaware Basin

           

Realized price

    $ 43.63     $ 43.55     $ 45.38     $ 47.68     $ 42.05  

Lease operating expenses

      (5.31 )      (5.54 )      (5.46 )      (5.03 )      (4.96 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.89 )      (2.79 )      (2.75 )      (2.63 )      (2.63 ) 

Production & property taxes

      (3.31 )      (3.16 )      (3.24 )      (3.48 )      (3.18 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 32.12     $ 32.06     $ 33.93     $ 36.54     $ 31.28  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Eagle Ford

           

Realized price

    $ 54.03     $ 53.81     $ 54.64     $ 55.71     $ 49.69  

Lease operating expenses

      (7.03 )      (7.59 )      (7.05 )      (7.52 )      (6.18 ) 

Gathering, processing & transportation

      (2.03 )      (1.67 )      (1.62 )      (1.63 )      (1.67 ) 

Production & property taxes

      (2.82 )      (2.73 )      (2.95 )      (3.18 )      (2.97 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 42.15     $ 41.82     $ 43.02     $ 43.38     $ 38.87  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Anadarko Basin

           

Realized price

    $ 25.53     $ 25.48     $ 26.96     $ 27.88     $ 24.04  

Lease operating expenses

      (3.16 )      (3.33 )      (3.26 )      (3.43 )      (3.13 ) 

Gathering, processing & transportation

      (5.70 )      (6.27 )      (5.98 )      (6.11 )      (5.97 ) 

Production & property taxes

      (1.19 )      (1.24 )      (1.40 )      (1.36 )      (1.22 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 15.48     $ 14.64     $ 16.32     $ 16.98     $ 13.72  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Williston Basin

           

Realized price

    $ 46.32     $ 47.37     $ 47.77     $ 52.64     $ 45.94  

Lease operating expenses

      (10.71 )      (10.88 )      (13.07 )      (13.04 )      (13.43 ) 

Gathering, processing & transportation

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

Production & property taxes

      (4.70 )      (4.72 )      (4.78 )      (5.13 )      (4.68 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 28.62     $ 29.74     $ 27.58     $ 32.16     $ 25.54  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Powder River Basin

           

Realized price

    $ 58.99     $ 57.60     $ 57.99     $ 62.21     $ 56.33  

Lease operating expenses

      (9.49 )      (11.66 )      (8.65 )      (8.45 )      (10.03 ) 

Gathering, processing & transportation

      (3.07 )      (3.03 )      (3.17 )      (3.02 )      (2.97 ) 

Production & property taxes

      (6.99 )      (6.91 )      (6.75 )      (7.45 )      (6.79 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 39.44     $ 36.00     $ 39.42     $ 43.29     $ 36.54  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Devon - Total

           

Realized price

    $ 43.44     $ 43.52     $ 44.93     $ 47.10     $ 41.39  

Lease operating expenses

      (5.95 )      (6.29 )      (6.25 )      (6.00 )      (5.86 ) 

Gathering, processing & transportation

      (3.07 )      (2.98 )      (2.97 )      (2.91 )      (2.94 ) 

Production & property taxes

      (3.23 )      (3.16 )      (3.24 )      (3.46 )      (3.14 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Field-level cash margin

    $ 31.19     $ 31.09     $ 32.47     $ 34.73     $ 29.45  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

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 2024 earnings.

 

     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; 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.

 

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

Net earnings (GAAP)

    $ 855      $ 609      $ 1,161     $ 920      $ 3,545      $ 698  

Financing costs, net

      76        76        77       81        310        78  

Income tax expense

      185        159        269       152        765        199  

Exploration expenses

      3        9        4       3        19        10  

Depreciation, depletion and amortization

      768        722        650       651        2,791        638  

Asset dispositions

      15        1        11       —         27        (41 ) 

Share-based compensation (G&A)

      26        24        22       22        94        25  

Derivative & financial instrument non-cash val. changes

      31        169        (316 )      183        67        113  

Accretion on discounted liabilities and other

      5        22        10       13        50        10  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

  

EBITDAX (Non-GAAP)

    $ 1,964      $ 1,791      $ 1,888     $ 2,025      $ 7,668      $ 1,730  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

    

 

 

     

 

 

     

 

 

  

 

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 2     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2  

Total debt (GAAP)

    $ 6,140     $ 6,147     $ 6,155     $ 6,162     $ 6,413  

Less:

           

Cash, cash equivalents and restricted cash

      (1,169 )      (1,149 )      (875 )      (761 )      (488 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 4,971     $ 4,998     $ 5,280     $ 5,401     $ 5,925  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

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 2      Quarter 1      Quarter 4      Quarter 3      Quarter 2  

Net debt (Non-GAAP)

    $ 4,971      $ 4,998      $ 5,280      $ 5,401      $ 5,925  

EBITDAX (Non-GAAP) (1)

    $ 7,668      $ 7,434      $ 7,534      $ 7,776      $ 8,239  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Net debt-to-EBITDAX (Non-GAAP)

      0.6        0.7        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 2     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2  

Total operating cash flow (GAAP)

    $ 1,535     $ 1,738     $ 1,737     $ 1,725     $ 1,405  

Less capital expenditures:

      (948 )      (894 )      (910 )      (882 )      (1,079 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Free cash flow (Non-GAAP)

    $ 587     $ 844     $ 827     $ 843     $ 326  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

ADJUSTED FREE CASH FLOW

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

 

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

Total operating cash flow (GAAP)

    $ 1,535     $ 1,738     $ 1,737     $ 1,725     $ 1,405  

Changes in assets and liabilities

      201       (170 )      (45 )      61       140  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Cash flow before balance sheet changes (Non-GAAP)

      1,736       1,568       1,692       1,786       1,545  

Capital expenditures (Accrued)

      (971 )      (945 )      (951 )      (919 )      (1,036 ) 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Adjusted free cash flow (Non-GAAP)

    $ 765     $ 623     $ 741     $ 867     $ 509  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

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 2     Quarter 1     Quarter 4     Quarter 3     Quarter 2  

Capital expenditures (Accrued)

    $ 971     $ 945     $ 951     $ 919     $ 1,036  

Operating cash flow

    $ 1,535     $ 1,738     $ 1,737     $ 1,725     $ 1,405  
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

Reinvestment rate (Non-GAAP)

      63 %      54 %      55 %      53 %      74 % 
  

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

    

 

 

  

 

11

THIRD-QUARTER AND FULL-YEAR 2024 GUIDANCE    LOGO

 

Note: Q3 and full-year 2024 guidance does not include the Grayson Mill acquisition that is expected to close by the end of Q3 2024.

PRODUCTION GUIDANCE

 

     Quarter 3      Full Year  
     Low      High      Low      High  

Oil (MBbls/d)

      319        325        322        326  

Natural gas liquids (MBbls/d)

      171        177        172        175  

Gas (MMcf/d)

      1,080        1,130        1,095        1,120  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total oil equivalent (MBoe/d)

      670        690        677        688  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

CAPITAL EXPENDITURES GUIDANCE

 

     Quarter 3      Full Year  
(in millions)    Low      High      Low      High  

Upstream capital

    $ 820      $ 860      $ 3,050      $ 3,250  

Carbon capital

      20        30        100        150  

Midstream & other capital

      30        40        150        200  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

Total capital

    $ 870      $ 930      $ 3,300      $ 3,600  
  

 

 

     

 

 

     

 

 

     

 

 

  

PRICE REALIZATIONS GUIDANCE

 

     Quarter 3     Full Year  
     Low     High     Low     High  

Oil - % of WTI

      95 %      100 %      95 %      100 % 

NGL - % of WTI

      20 %      30 %      20 %      30 % 

Natural gas - % of Henry Hub(1)

      25 %      45 %      35 %      45 % 

 

(1)

Realizations do not include impact from natural gas basis swaps.

OTHER GUIDANCE ITEMS

 

     Quarter 3     Full Year  
($ millions, except Boe and %)    Low     High     Low     High  

Marketing & midstream operating profit

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

LOE & GP&T per BOE

    $ 9.30     $ 9.60     $ 9.20     $ 9.40  

Production & property taxes as % of upstream sales

      7.0 %      8.0 %      7.0 %      8.0 % 

Exploration expenses

    $ —      $ 5     $ 15     $ 25  

Depreciation, depletion and amortization

    $ 730     $ 770     $ 2,950     $ 3,025  

General & administrative expenses

    $ 115     $ 125     $ 450     $ 490  

Net financing costs, net

    $ 70     $ 80     $ 290     $ 310  

Other expenses

    $ —      $ 10     $ 30     $ 40  

INCOME TAX GUIDANCE

 

     Quarter 3     Full Year  
(% of pre-tax earnings)    Low     High     Low     High  

Current income tax rate

      14 %      16 %      14 %      16 % 

Deferred income tax rate

      6 %      8 %      6 %      8 % 
  

 

 

    

 

 

  

Total income tax rate

      ~22%       ~22%  
  

 

 

    

 

 

  

 

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)		  

Q3 2024

      28,000      $ 78.97        88,000      $ 67.35      $ 85.10  

Q4 2024

      28,000      $ 78.97        78,000      $ 68.29      $ 84.96  

Q1-Q4 2025

      4,468      $ 72.83        5,992      $ 70.00      $ 77.97  

Oil Basis Swaps

 

Period

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

Q3-Q4 2024

      Midland Sweet        69,500      $ 1.17  

Q3-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)		  

Q3 2024

      306,000      $ 3.19        15,000      $ 3.00      $ 3.65  

Q4 2024

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

Q1-Q4 2025

      200,537      $ 3.34        15,000      $ 3.00      $ 3.65  

Natural Gas Basis Swaps

 

Period

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

Q3-Q4 2024

    El Paso Permian      10,000      $ (1.00 ) 

Q3-Q4 2024

    Houston Ship Channel      160,000      $ (0.28 ) 

Q3-Q4 2024

    WAHA      80,000      $ (0.74 ) 

Q1-Q4 2025

    WAHA      10,000      $ (0.63 ) 

Q1-Q4 2025

    Houston Ship Channel      40,000      $ (0.35 ) 

 

2

2024 & 2025 HEDGING POSITIONS (continued)    LOGO

 

NGL Commodity Hedges

 

          Price Swaps  

Period

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

Q3-Q4 2024

    Natural Gasoline      3,000      $ 69.11  

Q3-Q4 2024

    Normal Butane      3,350      $ 37.58  

Q3-Q4 2024

    Propane      5,250      $ 33.01  

Devon’s oil derivatives settle against the average of the prompt month NYMEX West Texas Intermediate futures price. Devon’s natural gas derivatives settle against the Inside FERC 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 June 30, 2024.

 

3