UNITED STATES
証券取引委員会
ワシントンDC20549
フォーム
(表1)
証券取引法第13条または15(d)条に基づく四半期報告書 |
報告期間が終了した2023年6月30日をもって
または
移行期間: から まで |
委員会ファイル番号
(会社設立時の指定名)
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(設立または組織の州またはその他の管轄区域) (I.R.S.雇用者識別番号) |
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(I.R.S. 雇用主識別番号) 識別番号) |
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(主要執行オフィスの住所) |
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(郵便番号) |
登録者の電話番号(地域コードを含む): (
前の名前、住所、前の会計年度が変更された場合は、前回の報告書と異なります:該当なし
法第12条(b)に基づく登録証券
各クラスの名称 |
取引シンボル |
登録されている各取引所の名称 |
当社が前回の12か月間(または当社が報告書を提出する必要があったより短い期間)において証券取引法第13条または15条(d)によって提出される必要のあるすべての報告書を提出したか、および過去90日間にそのような提出要件の対象となったかをチェックマークで示してください。
当社が前回の12か月間(または当社がそのようなファイルを提出することが必要であったより短い期間)において、規則405条に基づき提出する必要のあるすべてのインタラクティブデータファイルを電子的に提出したかどうかをチェックマークで示してください。
Exchange Actの規則120.2における「大型加速度ファイラー」「加速度ファイラー」「小規模報告会社」、「新興成長会社」の定義を参照し、登録者が大型加速度ファイラー、加速度ファイラー、非加速度ファイラー、小型報告会社または新興成長会社であるかどうかを、チェックマークで示してください。
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☑ |
加速ファイラー |
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☐ |
非加速ファイラー |
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☐ |
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レポート義務のある中小企業 |
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新興成長企業 |
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新興成長企業の場合は、証券取引法第13(a)条に基づき提供されたどの新しいまたは改訂された財務会計基準に適合するための延長移行期間を使用しないことをチェックマークで示します。 ☐
登録者がShell会社であるかどうかをチェックマークで示してください(条例120億2の定義に基づく)。 はい ☐ いいえ
2024年10月23日、
デボン・エナジー・コーポレーション
フォーム10-Q
目次TSです
第I部 財務情報 |
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アイテム1. |
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アイテム2. |
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項目3。 |
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項目4. |
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第II部 その他 |
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アイテム1. |
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項目1A。 |
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アイテム2. |
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項目3。 |
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項目4. |
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項目5。 |
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項目6。 |
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2
定義TIONS
文脈が異なる場合を除き、「私たち」「私たち」「我々」「デボン」「会社」「登録者」と言及されるものは、デボン・エナジー・コーポレーションおよびその連結子会社を指します。単位当たりおよび株式当たりの金額以外の金額は、特に指定されていない限り、米ドル百万ドルで表示されます。さらに、以下は、この四半期報告書10-Qで使用されている一部の略語および定義です:
「2018年シニア信用施設」とは、2018年10月5日に効力を発揮したデボンのシンジケート未担保回転信用枠のことを指します。
「2023年のシニアクレジットファシリティ」とは、2023年3月24日に有効となるDevonのシンジケート無担保回転信用枠を指します。
「ASU」とは、会計基準更新を意味します。
「Bbl」または「Bbls」はバレルまたはバレルを意味します。
「Boe」とは、オイル換算バレルを意味します。gasの証明済み埋蔵量および生産は、それぞれの州で生産されたガスの標準圧力および温度基準のもとで、ガス1バレル当たりのおおよその相対エネルギー含有量に基づき、1バレルのオイルあたり6Mcfのガスに換算されます。NGLの証明済み埋蔵量および生産は、オイルと1対1の比率でBoeに換算されます。
「Btu」は熱量の単位であるBritish thermal unitsのことです。
「Catalyst」とは、Catalyst Midstream Partners, LLC を意味します。
「CDM」はコットン・ドロー・ミッドストリーム、LLC を意味します。
「DD&A」は減価償却費、減少償却費、および償却費を意味します。
「ESG」とは環境、社会、ガバナンスを意味します。
「FASB」とはFinancial Accounting Standards Boardの略です。
「Fervo」はFervo エネルギー会社を意味します。
「G&A」とは一般管理費(General and Administrative expenses)を意味します。
「GAAP」とは、米国で一般的に受け入れられている会計原則を意味します。
「Grayson Mill」はGrayson Mill Intermediate HoldCo II、LLCとGrayson Mill Intermediate HoldCo III、LLCを意味します。
「Inside FERC」とは、出版物を指します。 FERCのガス市場レポート内.
「LOE」とはリース業務費用を意味します。
「マッターホルン」とは、マッターホルン・エクスプレス・パイプライン有限責任会社および該当する場合、その直接の親会社であるMXPパレント有限責任会社を指します。
「MBbls」は千バレルを意味します。
「MBoe」は千Boeを意味します。
「Mcf」とは千立方フィートのことを意味します。
「MMBoe」は百万Boeを意味します。
「MMBtu」は百万Btuを意味します。
「MMcf」は百万立方フィートの意味です。
3
「N/M」とは意味がないことを意味します。
「NCI」とは、非支配株主の利益を意味します。
“NGL” or “NGLs” means natural gas liquids.
“NYMEX” means New York Mercantile Exchange.
“SEC” means United States Securities and Exchange Commission.
"SOFR" means secured overnight financing rate.
“TSR” means total shareholder return.
“U.S.” means United States of America.
“VIE” means variable interest entity.
“Water JV” means NDB Midstream L.L.C.
“WTI” means West Texas Intermediate.
“/Bbl” means per barrel.
“/d” means per day.
“/MMBtu” means per MMBtu.
4
将来の見通しに関する情報
この報告書には、SECによって定義された「将来の見通しに関する発言」が含まれています。これらの発言には、戦略的計画、将来の業務に関する当社の期待や目標、およびその他の将来の事象や条件に関するものが含まれており、「期待する」「信じる」「するだろう」「するはずだ」「できる」「続ける」「かもしれない」「目指す」「〜となる可能性が高い」「意図する」「予測する」「予想する」「見積もる」「計画する」「期待値」「ターゲット」「機会」「潜在能力」「見込む」「見通し」などの言葉やフレーズの使用によってしばしば特定されます。 この報告書に含まれる、Devonが期待、信じ、または予測する未来に発生するであろう活動、事象、または展開に関する発言は、すべて将来の見通しに関する発言です。このような発言は、多くが当社のコントロールを超えるさまざまな仮定、リスク、そして不確実性の影響を受けます。したがって、実際の将来の結果は、さまざまな要因、特に以下に限定されない要因によって、当社の期待と大きく異なる可能性があります。
この書類に含まれる将来予測に関する記述は、本報告書の日付においてのみ有効であり、本書類の日付における経営陣の現在の合理的な期待を示し、上記で特定されたリスクと不確実性、およびこの報告書や他のSECに定期的に提出する文書の中で説明されているリスクおよび不確実性に影響を受けます。将来予測に関する記述の正確性を保証することはできず、読者はこの報告書や他のSECに定期的に提出する文書に記載されたさまざまな開示を注意深くレビューし、考慮することをお勧めします。Devonまたはその代理で行動する者に帰属するその後のすべての書面および口頭の将来予測に関する記述は、上記の警告文によってその全体が明示的に制限されます。新しい情報、将来の事象、またはその他の理由に基づいて将来予測に関する記述を更新または修正する義務を受けることはなく、明示的にその旨を否認します。
5
第I部 財務情報
アイテム 1. 財務諸表
デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
包括利益の連結財務諸表
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9月30日までの3か月 |
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9ヶ月の期間 9月30日まで |
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2024 |
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2023 |
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2024 |
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2023 |
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(未監査) |
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石油、ガスおよびNGLの販売 |
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石油、ガスおよびNGL派生商品 |
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マーケティングおよびミッドストリームの収入 |
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総売上高 |
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生産費用 |
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探索費用 |
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マーケティングおよびミッドストリームの費用 |
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減価償却、枯渇および償却 |
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資産処分 |
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一般及び管理費用 |
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ファイナンスコスト、ネット |
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再構築および取引コスト |
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その他、純額 |
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総費用 |
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法人税前利益 |
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法人税費用 |
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純利益 |
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非支配株主持分に帰属する純利益 |
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デボンに帰属する純利益 |
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1株当たりの純利益: |
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基礎的な1株当たりの純利益 |
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希薄化後の1株当たり利益 |
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包括利益: |
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純利益 |
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その他の包括利益、税引後: |
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年金および退職後の手当 |
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その他の包括利益、税引後 |
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包括利益: |
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非支配持分に帰属する包括利益 |
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デボンに帰属する包括的収益 |
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連結財務諸表に関する添付の注記を参照してください。
6
デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
統合 バランスシートS
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2024年9月30日 |
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2023年12月31日 |
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(未監査) |
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資産 |
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流動資産: |
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現金、現金同等物および制限付き現金 |
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売掛金 |
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在庫 |
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その他の流動資産 |
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合計流動資産 |
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成功した取り組み会計に基づく石油およびガスの資産および設備、純額 |
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その他の資産および設備、純額 ($ |
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合計不動産及び設備、純額 |
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のれん |
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使用権資産 |
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投資 |
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その他の新規買資産 |
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総資産 |
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負債及び資本 |
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流動負債: |
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買掛金 |
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収益およびロイヤルティの支払い |
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短期負債 |
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その他の流動負債 |
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流動負債合計 |
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長期負債 |
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リース負債 |
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資産の老後生活義務 |
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その他の長期負債 |
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繰延税金 |
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株主資本: |
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普通株式、$ |
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追加払い込資本 |
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留保利益 |
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累積その他の包括的損失 |
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自己株式(原価) |
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デボンに帰属する株主資本の合計 |
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非支配株主持分 |
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総資本 |
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総負債及び資本 |
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連結財務諸表に関する添付の注記を参照してください。
7
デボン・エナジー・コーポレーション及びその子会社
統合 キャッシュの状況 フロー
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9月30日までの3か月 |
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9ヶ月の期間 9月30日まで |
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2024 |
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2023 |
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2024 |
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2023 |
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(未監査) |
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営業活動によるキャッシュフロー: |
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純利益 |
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純収益を営業活動からの純現金に調整するための修正: |
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減価償却、枯渇および償却 |
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リース資産の減損 |
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負債の増加(償却) |
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ベンチマークデリバティブの総(利益)損失 |
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ベンチマークデリバティブに関する現金決済 |
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資産売却に関する(利益)損失 |
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繰延税金費用 |
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株式報酬 |
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その他 |
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資産と負債の変動、純 |
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営業活動による純現金 |
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投資活動による現金の流れ: |
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設備投資 |
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不動産および設備の取得 |
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不動産および設備の売却 |
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グレイソンミルによる現金の取得 |
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投資からの配分 |
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投資およびその他への寄与 |
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投資活動による純現金 |
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財務活動によるキャッシュフロー: |
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新規買の借入金、発行コストを控除した純額 |
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新規買の長期債務償還 |
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普通株式の取得 |
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普通株式上の配当 |
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非支配持分からの貢献 |
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非支配持分への分配 |
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税金の源泉徴収やその他のためにシェアが取引されました |
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財務活動による純現金 |
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現金に対する為替レート変動の影響 |
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現金、現金同等物および制限付き現金の純変動 |
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期首の現金、現金同等物及び制限付き現金 |
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期末の現金、現金同等物及び制限付き現金 |
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現金、現金及び現金同等物、及び制限付き現金の調整: |
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現金及び現金同等物 |
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制限付き現金 |
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総現金、現金及び現金同等物、制限付き現金 |
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連結財務諸表に関する添付の注記を参照してください。
8
デボン・エナジー・コーポレーションおよび子会社
連結財務諸表 株主資本
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その他 |
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追加 |
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包括的 |
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(未監査) |
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2024年9月30日に終了した3か月 |
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2024年6月30日の残高 |
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普通株式の買戻し |
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株式報酬 |
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2023年9月30日までの3か月 |
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2023年6月30日時点の残高 |
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2024年9月30日までの9ヶ月 |
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連結財務諸表に関する添付の注記を参照してください。
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デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
連結財務諸表に関する注記 財務諸表
(未監査)
添付の未監査の中間財務諸表とデボンのメモは、SECの規則と規制に従って作成されています。このような規則や規制に従い、米国会計基準に従って作成された財務諸表に通常含まれる特定の開示は省略されています。添付の未監査の中間財務諸表と注記は、デボンズに含まれる財務諸表と注記と併せて読む必要があります フォーム10-Kの2023年年次報告書。このレポートに添付されている未監査の中間財務諸表には、2024年9月30日および2023年9月30日に終了した3か月と9か月のデボンの経営成績とキャッシュフロー、および2024年9月30日現在のデボンの財政状態を公正に説明するために必要であると経営陣が考えるすべての調整が反映されています。
2024年9月27日、デボンはグレイソンミルのウィリストン盆地事業を総額約$で買収しました
変動持分法人
CdMは、デボンとQLキャピタル・パートナーズLPの関連会社によって設立された合弁会社です。CdMは、デラウェア盆地のコットンドロー地域での天然ガス生産の収集、圧縮、脱水サービスを提供しています。デボンはCdMの支配持分を保有しており、CDMの純利益とデボンの支配持分に帰属しない株式の一部は、添付の連結包括利益計算書および連結貸借対照表に非支配持分として個別に示されています。CdMはデボンにとってVIEと見なされています。CdMの資産は、デボンでは一般的な企業目的には使用できず、デボンの連結貸借対照表に含まれ、括弧付きで開示されています。債権者がデボンの資産に頼ることができないCdMに関連する負債の帳簿価額も、デボンの連結貸借対照表に含まれ、重要な場合は括弧付きで開示されます。
投資
次の表は、デボンの投資を示しています。
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投資 |
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2024年9月30日 |
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デボンは、デラウェア盆地のステートライン地域で石油収集と天然ガス処理のインフラを開発するために、ハワード・エナジー・パートナーズ合同会社(「HEP」)の関連会社や他の特定の投資家との合弁事業であるCatalystに関心を持っています。契約条件によると、デボンと他の合弁投資家が所有する持株会社はそれぞれ
2023年の第2四半期に、デボンは、デラウェア盆地とイーグルフォードで生産された水の処理能力と柔軟性を高めることを目的として、WaterBridge NDB LLC(「WaterBridge」)の関連会社と設立された合弁会社であるWater JVに投資しました。契約条件に基づき、デボンは水インフラ資産を寄付し、2038年まで水道合弁会社に水の収集と廃棄を行うことを約束しました。
10
デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
デボン デボンは、水のジョイントベンチャーへの投資を持分法による投資として計上します。デボンの水のジョイントベンチャーへの投資は、連結バランスシートの投資項目の中に表示され、デボンの水のジョイントベンチャーの利益は、関連する連結包括利益計算書のその他、ネットの項目として反映されます。
デボンは、パーミアン盆地からテキサス州ケイティ地域に天然ガスを輸送する天然ガスパイプラインのジョイントベンチャーであるマッターホルンに関心を持っています。デボンのマッターホルンへの投資は、マッターホルンに対して重要な影響力を行使する能力を与えるものではありません。
2024年の第1四半期に、デボンはファーボに約$
売上高の分解
以下の表は、商品またはサービスの種類に基づいて分類された顧客との契約からの売上高を示しています。
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9月30日までの3か月 |
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9ヶ月の期間 9月30日まで |
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2024 |
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最近 Issued Accounting Standards はまだ採用されていません
2023年12月、FASBはASU 2023-09、「所得税開示の改善」を発表しました。ASU 2023-09は、効率的な税率調整の内訳や支払った所得税に関する情報などの項目の開示を要求することによって、投資家に企業の所得税に関する強化された情報を提供することを目的としています。このASUは、2024年12月15日以降に開始される年間報告期間において、追加の開示をもたらし、発行されていない年間財務諸表に対する早期導入が許可されます。
2023年11月、FASBはASU 2023-07、「報告セグメント開示の改善」を発表しました。このASUに基づいて、セグメント開示の範囲と頻度が増加し、企業の「最高執行意思決定者」によって利用される情報に関する追加の詳細を投資家に提供します。このASUは、2024年の年間報告および2025年に開始される中間期間において、Devonに対して追加の開示をもたらします。
2. 買収とダイブストラクチャー
取得
2024年9月27日に、デボンはグレイソンミルのウィリストンバシンビジネスの買収を完了しました。総対価はおおよそ$
11
デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
購入価格配分
この取引は買収会計の方法を用いて会計処理されています。買収会計の方法では、グレイソンミルおよびその子会社の資産と負債が、買収の完了日現在の公正価値で記録され、デボンに追加されています。仮の購入価格評価は継続的なプロセスであり、買収の締結日から最大1年間変更される可能性があります。グレイソンミルの資産と負債の公正価値を決定するには、判断と特定の仮定が必要であり、その中で最も重要なのはグレイソンミルの石油およびガス資産の評価に関連しています。石油およびガス資産に関連する入力および仮定は、公正価値階層のレベル3に分類されます。
以下の表は、グレイソンミルの総購入価格を取得した識別可能な資産および引き受けた負債に公正価値に基づいて仮に配分したものを示しています。
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仮の購入 |
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2024年9月27日現在 |
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デボン普通株式の発行 |
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2024年9月27日のデボンの終値 |
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取得した純資産 |
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グレイソンミルの売上高と利益
取得日から2024年9月30日まで、これらの資産に関連するデヴォンの包括的利益の連結計算書に含まれる売上高と純利益は合計で$
12
デボン・エナジー・コーポレーション及びその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
プロフォーマ財務情報
以下の未監査のプロフォーマ財務情報は、グレイソンミルの買収が2023年1月1日に行われたかのように調整された当社の過去の連結財務諸表に基づいています。以下の情報は、グレイソンミルの過去の財務情報をデボンの財務諸表表示に合わせるためのプロフォーマ調整を反映しています。
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9月30日までの3か月 |
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9ヶ月の期間 9月30日まで |
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2024 |
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2023 |
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2024 |
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2023 |
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総収入 |
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純利益 |
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条件付き報酬支払い
デボンは、2020年にバーネットシェール資産の売却に関連する調整後の成果報酬を受け取る権利があり、$の上限参加が始まります。
デボンはまた、$
目的と戦略
デボンは、将来受け取る価格のヘッジのために、石油、ガス、NGL生産の一部に関してデリバティブ金融商品を利用しています。また、デボンは定期的に石油、ガス、NGLマーケティング活動の一部に関してデリバティブ金融商品を利用しています。これらのベンチマークデリバティブ金融商品には、金融価格スワップ、ベーシススワップおよびコストレス価格コラールが含まれます。デボンはまた、金利の変動に対するエクスポージャーを管理するために、金利スワップを定期的に利用しています。2024年9月30日現在、デボンはオープンな金利契約を保持していません。
デボンは投機的取引の目的でデリバティブ金融商品を保有または発行する意図はなく、どのデリバティブ商品もヘッジ会計処理の指定を行わないことを選択しています。
カウンターパーティー信用リスク
デリバティブ金融商品を利用することで、デボンは信用リスクにさらされています。信用リスクとは、相手方がデリバティブ契約の条件に基づいて履行しないことを指します。このリスクを軽減するために、ヘッジ商品はデボンが許容可能な信用リスクであると信じる複数の相手方に設定されています。デボンの方針は、経営陣が有能で競争力のあるマーケットメーカーとみなす投資適格格付けのある相手方とのみデリバティブ契約を結ぶことです。さらに、デボンのデリバティブ契約には、デボンまたはその相手方の信用格付けが特定の信用格付けレベルを下回った場合に担保の支払いを提供する条項が一般的に含まれています。2024年9月30日現在、デボンは相手方の現金担保を保持していません。
13
デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
ベンチマークデリバティブ
2024年9月30日の時点で、Devonは以下のオープンな石油デリバティブポジションを持っています。最初の表は、Devonの石油デリバティブが、先物の平均価格に基づいて決済されるものを示しています。次の表は、表内に記載された各インデックスに基づいて決済されるDevonの石油デリバティブを示しています。
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価格スワップ |
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価格コラーツ |
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期間 |
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数量 |
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加重 |
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数量 |
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加重 |
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加重 |
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Q4 2024 |
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2025年第1四半期から第4四半期 |
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石油ベースのスワップ |
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期間 |
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インデックス |
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数量 |
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加重平均 |
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Q4 2024 |
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ミッドランドスイート |
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$ |
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Q4 2024 |
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nymexロール |
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$ |
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2025年第1四半期~第4四半期 |
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ミッドランドスイート |
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$ |
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2026年第1四半期から第4四半期 |
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ミッドランドスイート |
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$ |
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2024年9月30日時点で、デボンは以下の天然ガスデリバティブポジションを保有していました。最初の表は、デボンの天然ガスデリバティブが月初のヘンリーハブIndexに対して決済されることを示しています。2番目の表は、各表内に記載されたIndexに対して決済されるデボンの天然ガスデリバティブを示しています。
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価格スワップ |
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価格コラース |
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期間 |
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出来高(MMBtu/d) |
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加重平均価格 ($/MMBtu) |
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出来高(MMBtu/d) |
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加重平均フロア価格 ($/MMBtu) |
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加重平均 |
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Q4 2024 |
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$ |
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$ |
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$ |
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2025年第1四半期-第4四半期 |
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$ |
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$ |
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$ |
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2026年第1四半期-第4四半期 |
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$ |
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$ |
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$ |
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天然ガスベーシススワップ |
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期間 |
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インデックス |
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数量 |
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加重平均 |
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Q4 2024 |
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エルパソ天然ガス |
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$ |
( |
) |
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Q4 2024 |
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Houston Ship Channel |
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$ |
( |
) |
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Q4 2024 |
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WAHA |
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( |
) |
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2025年の第1四半期から第4四半期 |
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Houston Ship Channel |
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$ |
( |
) |
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2025年の第1四半期から第4四半期 |
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WAHA |
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$ |
( |
) |
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2026年の第1四半期から第4四半期 |
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Houston Ship Channel |
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$ |
( |
) |
2024年9月30日現在、デボンは以下のオープンNGLデリバティブポジションを保有しています。デボンのNGLポジションは、オピス・モントベルビュー(テキサス州)の前月平均に基づいて決済されます。
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価格スワップ |
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期間 |
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製品 |
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数量(バレル/日) |
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加重平均価格($/Bbl) |
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Q4 2024 |
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天然ガソリン |
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$ |
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Q4 2024 |
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ノーマルブタン |
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Q4 2024 |
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プロパン |
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$ |
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14
デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
財務諸表の提示
全セクターのデリバティブ金融商品は、連結貸借対照表で資産または負債として現在の公正価値で認識されます。同じ相手方とのマスターネッティング契約に基づいて支払い時にネット計上が許可される契約に関連する金額は、連結貸借対照表でネットベースで報告されます。
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2024年9月30日 |
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2023年12月31日 |
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総公正価値 |
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ネット計上された金額 |
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ネット公正価値 |
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総公正価値 |
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相殺された金額 |
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ネット公正価値 |
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バランスシートの分類 |
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ベンチマーク派生商品: |
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短期派生資産 |
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その他の流動資産 |
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長期派生資産 |
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) |
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その他の新規買資産 |
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短期派生負債 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
その他の流動負債 |
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長期派生負債 |
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) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
その他の長期負債 |
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合計派生資産 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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下表は、デボンの連結包括利益計算書に含まれるシェアベースの報酬費用を示しています。
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9ヶ月の期間 9月30日まで |
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2024 |
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2023 |
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G&A |
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$ |
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探索費用 |
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合計 |
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$ |
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関連する所得税の利益 |
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$ |
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承認された長期インセンティブプランに基づき、デボンは従業員に対してシェアベースの報酬を付与します。
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制限付き株式報酬およびユニット |
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パフォーマンスに基づくシェアユニット |
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報酬/ユニット |
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加重 |
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単位 |
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加重 |
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(千単位、適正価値データを除く) |
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2023年12月31日時点で未権利確定 |
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$ |
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付与された |
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確定済み |
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失効 |
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2024年9月30日現在の未発生 |
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(1) |
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15
デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
以下の表は、前の要約表に示されたように、2024年に付与されるパフォーマンスシェアユニットに関する前提条件を示しています。前の要約表の付与には、前年に付与され、当社の同業者と比較してDevonのTSRパフォーマンスにより目標の%を超えてベストしたパフォーマンスシェアユニットの影響も含まれています。
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2024 |
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付与日公正価値 |
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無リスク金利 |
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% |
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変動要因 |
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% |
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契約期間(年) |
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以下の表は、2024年9月30日現在の未確定権利およびユニットに関連する未認識の報酬コストと関連する加重平均認識期間の概要を示しています。
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制限付株式 |
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パフォーマンス |
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賞/単位 |
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株式単位 |
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未認識の報酬コスト |
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$ |
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認識のための重み付け平均期間(年) |
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5. インコ収入税
以下の表は、デボンの総所得税費用と、米国の法定所得税率に対するその実効所得税率の調整を示しています。
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9月30日までの3か月 |
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9ヶ月の期間 9月30日まで |
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2024 |
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2023 |
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2024 |
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2023 |
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法人税前利益 |
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$ |
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$ |
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$ |
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現在の所得税費用 |
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$ |
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$ |
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$ |
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繰延税金費用 |
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合計所得税費用 |
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$ |
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$ |
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$ |
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アメリカの法定所得税率 |
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% |
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% |
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% |
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% |
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州所得税 |
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% |
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% |
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% |
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% |
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所得税クレジット |
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( |
%) |
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( |
%) |
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( |
%) |
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( |
%) |
実効税率 |
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% |
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% |
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% |
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% |
2024年と2023年の最初の9か月で、デボンはその認定研究活動に関連する所得税控除を認識しました。
16
デボン・エナジー・コーポレーション及びその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
以下の表は、普通株主に利用可能な純利益と、基本及び希薄化後の一株あたりの純利益計算に使用される加重平均普通株式の発行済株式数を調整しています。
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9月30日までの3か月 |
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9ヶ月の期間 9月30日まで |
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2024 |
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2023 |
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2024 |
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2023 |
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普通株主に利用可能な純利益 - 基本及び希薄化後 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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普通株式: |
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発行済普通株式の平均数 - 基本 |
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||||
潜在的な普通株式の希薄化効果 |
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||||
発行済普通株式の平均数 - 希薄化後 |
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普通株主に利用可能な1株あたりの純利益: |
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基本 |
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希薄化後 |
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$ |
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$ |
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7.
その他の包括的利益(損失)の部品は、以下の通りです:
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9月30日までの3か月 |
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9ヶ月の期間 9月30日まで |
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2024 |
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2023 |
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2024 |
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2023 |
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||||
年金および退職後給付プラン: |
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始まりの累積年金および退職後給付 |
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( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
損益における純アクチュアリー損失および以前のサービスコストの認識 (1) |
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法人税費用 |
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( |
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( |
) |
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累積その他の包括的損失、税金控除後 |
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( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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9月30日までの3か月 |
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9ヶ月の期間 9月30日まで |
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||||||||||
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2024 |
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2023 |
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2024 |
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2023 |
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資産と負債の変動、ネット: |
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売掛金 |
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その他の流動資産 |
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その他の新規買資産 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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未払い手形および収益とロイヤルティの未払い |
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( |
) |
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( |
) |
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その他の流動負債 |
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( |
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( |
) |
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その他の長期負債 |
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( |
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( |
) |
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合計 |
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( |
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補足的なキャッシュフローデータ: |
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支払利息 |
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$ |
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$ |
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$ |
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支払法人税 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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デボンの2023年9月30日までの9か月間の非現金投資活動には、約$
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デボン・エナジー・コーポレーション及びその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
売掛金の部品には次のものが含まれます:
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2024年9月30日 |
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2023年12月31日 |
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石油、ガスおよびNGLの販売 |
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$ |
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$ |
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共同利息請求 |
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マーケティングおよびミッドストリームの収入 |
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その他 |
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総売掛金 |
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貸倒引当金 |
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( |
) |
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( |
) |
純売掛金 |
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$ |
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$ |
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10.
以下の表は、デボンの石油およびガス、ならびに非石油およびガス活動に関連する資本化コストの合計を示しています。
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2024年9月30日 |
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2023年12月31日 |
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資産および設備: |
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確認済み |
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未確認および開発中の物件 |
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合計石油およびガス |
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累積DD&Aを差し引く |
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( |
) |
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( |
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石油およびガスの資産と設備、純額 |
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その他の有形固定資産および設備 |
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累積DD&A控除 |
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( |
) |
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( |
) |
その他の資産と設備、純額 (1) |
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不動産及び機器、純額 |
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$ |
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$ |
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18
デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
下記に債務証券と残高の概要を示します。以下に示す債券、社債およびタームローンは、デボンの優先かつ無担保の債務です。
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2024年9月30日 |
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2023年12月31日 |
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$ |
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タームローンの満期 |
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社債および債券のネットプレミアム |
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債務発行にかかる費用 |
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( |
) |
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( |
) |
総負債 |
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$ |
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$ |
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短期債務として分類された少額 |
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合計長期債務 |
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$ |
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$ |
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与信契約
2023年、Devonは2018年の優先債/シニア債契約を修正・再定義し、$
より大きくないことを求めています。与信契約の条項に基づいて、総資本は非現金の財務減損などを加えた調整後の値になります。2024年9月30日現在、デボンは
この契約に準拠しており、負債対資本比率は
タームローン 与信契約は、2023年の優先債/シニア債ファシリティと実質的に同じ財務約束を含んでいます。2024年9月30日現在、デボンは負債対資本比率が
シニア債の発行
2024年8月28日に、デボンは$
19
デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
優先債の老後生活
2024年9月15日および2023年8月1日に、デボン社は$
ネットファイナンスコスト
以下のスケジュールには、ネットファイナンスコストの部品が含まれています。
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9月30日までの3か月 |
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9ヶ月の期間 9月30日まで |
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2024 |
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2023 |
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2024 |
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2023 |
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未払いの債務に基づく利息 |
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総ネット資金調達コスト |
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12. レリース
以下の表は、2024年9月30日および2023年12月31日時点でのデボンの使用権資産とリース負債を示しています。
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2024年9月30日 |
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2023年12月31日 |
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金融 |
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運用 |
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合計 |
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金融 |
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合計 |
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使用権資産 |
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リース負債: |
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現在のリース負債 (1) |
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長期リース債務 |
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リース負債合計 (2) |
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デボンの運営リースの使用権資産は、不動産、掘削リグ、その他の石油とGASの探査、開発および生産に関連する設備に関係しています。デボンのファイナンスリースの使用権資産は主に不動産に関係しています。
以下の表は、デヴォンの資産老後生活義務の変動を示しています。
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9ヶ月の期間 9月30日まで |
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2024 |
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2023 |
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期首の資産老後生活義務 |
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グレイソン・ミルの義務を想定 |
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負債が発生した |
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解決された負債および売却された負債 |
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義務の見直し |
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割引義務に関する累積費用 |
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期間末の資産引退義務 |
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現在の部分が少ない |
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資産引退義務、長期 |
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2024 年の最初の 9 か月間に、デボンは 資産引退義務を約 $ 増加させました
20
デボン・エナジー・コーポレーション及びその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
デボン 資産老後生活義務を約$増加させた
デボンの2023年の最初の9か月に記録された資産老後生活義務には、内務省の命令に基づいて、カリフォルニア沖の石油およびGAS生産プラットフォーム2基と関連施設を解体する可能性のある義務が含まれていました。
Share Issuance
12月14日、2023年
シェア・リパーチェス
2024年7月に、デボンの取締役会は、会社の自社株買いプログラムを$
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合計数 |
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ドルの価値 |
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支払った平均価格 |
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$50億プラン |
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2021 |
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2022 |
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2023: |
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第1四半期 |
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第2四半期 |
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第4四半期 |
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2023年合計 |
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2024: |
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第1四半期 |
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第2四半期 |
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第3四半期 |
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2024年合計 |
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合計プラン |
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21
デボン・エナジー・コーポレーション及びその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
配当
デボンは四半期配当を支払っており、それは固定配当と変数配当で構成されることがあります。変数配当は四半期のキャッシュフローやその他の要因に依存しています。デボンは過去2年間で固定配当を何度も引き上げ、最近では2024年第1四半期に$から10%引き上げました。
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固定 |
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変数 |
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合計 |
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1株あたりの価格 |
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2024: |
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第1四半期 |
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第2四半期 |
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第3四半期 |
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累計年間 |
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2023: |
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第1四半期 |
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第2四半期 |
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第3四半期 |
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年初来合計 |
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2024年11月、デボンは固定現金配当として$の金額を発表しました。
非支配持分
非支配株主のCDMの純利益に対する持分および非支配株主への貢献と分配は、部品の一部として株主資本に表されます。
デボンは、そのビジネスに関連するさまざまな法的措置の当事者となっています。デボンにとって不利な結果が予想され、合理的に推定できる事項は、発生が計上されています。このような発生は、事項について知られている情報、デボンのそのような事項の結果に関する推定、および類似の事項に対する争い、訴訟、和解の経験に基づいています。マネジメントは、記録された発生を考慮に入れた場合、これらの行動がデボンの財務状況や営業成績に対して重要な未来の金額に関与する可能性はないと考えています。実際の金額は、マネジメントの推定とは大きく異なる可能性があります。
ロイヤルティ問題
デボンを含む多数の石油および天然ガス生産者および関連企業は、ロイヤルティの未払いを主張するさまざまな訴訟に名指しされています。デボンは現在、そのような訴訟のいくつかで被告として名指しされており、原告が類似の立場の原告集団を認定しようとする訴訟も含まれています。これらの訴訟で通常主張される告発の中には、デボンが市場価格を下回る価格を使用し、不適切な控除を行い、必要な利息を含めずにロイヤルティ収益を遅延して支払い、誤った測定技術を使用し、石油、天然ガス、および販売されたNGLに関連するロイヤルティの未払いをもたらすアフィリエイトとのガス購入および処理契約を締結したという主張があります。デボンは、政府機関の手続きおよびロイヤルティ監査にも関与しており、通常のビジネスの過程で関連する契約および規制管理の対象となっており、一部は追加のロイヤルティ請求に至る可能性があります。2024年9月30日現在、デボンはそのようなロイヤルティ問題に関連する約$
環境および気候変動問題
デボンのビジネスは、環境への物質の排出や環境保護に関連する連邦、州、部族、地方の法律および規則に従う必要があります。これらの法律および規則に違反した場合、管理上、民事上、刑事上の罰金および制裁が科される可能性があり、また修復コストが発生する可能性があります。デボンは、適用される環境法および規則に実質的に準拠しており、既存の要件に継続して準拠してもビジネスに重大な悪影響を及ぼさないと考えていますが、将来もこれが続く保証はありません。
以前に開示されたように、当社は北ダコタ州、西テキサス州、ニューメキシコ州における過去の業務に関連する排出および許可違反を主張する、EPAからの別個の違反通知("NOV")を受け取りました。
22
デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
会社は、これらの問題を解決するためにEPAと関与しており、デボンはノースダコタのNOV問題に関してEPAおよび司法省との間で同意判決草案を積極的に交渉しています。最終的に合意が成立した場合、同意判決には金銭的制裁および緩和プロジェクトを完了し、特定の差止命令救済を実施する義務が含まれる可能性があります。同意判決の交渉が進行中であり、ノースダコタのNOV問題の最終結果について不確実性があるため、現在のところ潜在的な損失の見積もりを提供することはできません。しかし、ノースダコタのNOV問題やその他のNOV問題の解決に関連する費用はかなりの額になる可能性があり、金銭的なペナルティが含まれるかもしれません。
2013年から、ルイジアナ州のさまざまな教区がデボンを含む多数の石油およびガス会社に対して訴訟を提起し、これらの会社の特定の分野での活動が1978年の州および地方の沿岸資源管理法を違反し、環境汚染、沈下およびルイジアナ州沿岸地域にある土地や水体へのその他の環境被害を引き起こしたと主張しています。原告のデボンに対する主張は、主にデボンのいくつかの法人の前の任者の操作に関連しています。原告は、影響を受けたとされる地域を清掃し、再植生させ、その他の修復を行うために必要な費用の支払いなどを求めています。デボンはこれらの問題の最終的な結果を予測することはできませんが、デボンはこれらの訴訟での主張を否定し、これらの主張に対して積極的に防御する意向です。
デラウェア州は、デボンを含む多数の石油およびガス会社に対して、気候変動の影響を軽減するための救済を求める法的手続きを提起しています。これらの手続きには、金銭的損害および差止命令の救済を求める広範な主張が含まれています。デボンはこの問題の最終的な結果を予測することはできませんが、デボンはこの訴訟での主張を否定し、これらの主張に対して積極的に防御する意向です。
その他の補償および遺産に関する事項
さまざまな売却契約に従い、売却された事業および資産に関連して、デボンは、デボンから取得した事業および資産に関して発生する可能性のある負債に対して、さまざまな購入者を補償しています。さらに、連邦、州およびその他の法律が以前の事業が行われていた地域において、現在のオペレーターが適用される義務を満たせなくなった場合に、以前のオペレーター(以前のオペレーターの法人継承者を含む)が特定の状況下で履行または支払いを行うよう要求する場合があります。このような義務には、井戸の閉塞および廃止、製造施設の撤去、その他の修復行為の実施、または処分時に存在していた表面契約に基づく要件の履行が含まれる場合があります。たとえば、デボンの子会社の前の事業体は、メキシコ湾のルイジアナ沿岸の浅いウォーターズにある土地に関する特定の私有、州および連邦の石油およびガスリースを以前に販売しました。これらの資産は一般的にイーストベイフィールドと呼ばれます。イーストベイフィールドの現在のオペレーターは、米国破産法第11章の下で保護を申請し、イーストベイフィールドに関連する最終的な廃止義務を満たせない可能性があります。イーストベイフィールドの権利移転の連鎖内の他の企業も破産保護を求めており、同様にイーストベイフィールドに関連する最終的な廃止義務を満たせない可能性があります。これらの破産手続きの結果、廃止債券および現金セキュリティ口座の下で利用可能な金額、およびその他の要因に応じて、デボンは、以前のオペレーターに適用される州および連邦の規制に基づいて、イーストベイフィールドに関連する特定の廃止義務を履行またはファンドする必要があるかもしれません。これらの要因および不確実性の結果、現在のところ潜在的な損失の推定を提供することはできません。
23
デボン・エナジー・コーポレーションおよびその子会社
連結財務諸表への注記 – (続き)
(未監査)
以下の表は、デボンの特定の金融資産と負債に関する帳簿価額と公正価値測定情報を提供しています。付随する統合バランスシートに含まれる現金、売掛金、その他の流動債権、買掛金、その他の流動債務、発生費用およびリース負債の帳簿価額は、2024年9月30日および2023年12月31日現在、公正価値に近似していました。
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公正価値測定の使用: |
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|||||||||||
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運搬 |
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総合公正価値 |
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レベル 1 |
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レベル 2 |
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レベル3 |
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金額 |
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価値 |
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入力 |
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入力 |
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入力 |
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2024年9月30日の資産(負債): |
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現金同等物 |
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— |
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$ |
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商品デリバティブ |
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$ |
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$ |
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$ |
— |
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$ |
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$ |
— |
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商品デリバティブ |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
— |
|
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$ |
( |
) |
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$ |
— |
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債務 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
— |
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$ |
( |
) |
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$ |
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条件付きの成果報酬支払い |
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$ |
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$ |
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$ |
— |
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$ |
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$ |
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2023年12月31日の資産(負債): |
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現金同等物 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
— |
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$ |
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商品デリバティブ |
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$ |
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$ |
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$ |
— |
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$ |
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|
$ |
— |
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商品デリバティブ |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
— |
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$ |
( |
) |
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$ |
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債務 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
— |
|
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$ |
( |
) |
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$ |
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条件付きの収益支払い |
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$ |
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$ |
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$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
|
上記の表における公正価値を推定するために、以下の方法と仮定が使用されました。
レベル1の公正価値測定
現金同等物 – 金額は主にマネーマーケット投資で構成されており、公正価値は帳簿価額に近いです。
レベル2の公正価値測定
商品デリバティブ – コモディティデリバティブの公正価値は、フォワードカーブに基づいた内部の割引キャッシュフローモデル計算と、類似の条件を持つ契約に関して独立した第三者から得たデータ、または契約当事者から得たデータに基づいて推定されます。
債務 – Devonの債務証券は確立された市場で一貫して活発に取引されていません。取引が活発でない場合には、同様の条件と満期を持つ債務に対して利用可能な金利に基づいて、その公正価値が推定されます。我々の変数金利債務は非公開であり、タームローンで構成されています。我々の変数金利債務の公正価値は、基礎となるSOFRが毎月現在の市場金利に基づいてリセットされるため、簿価に近いと見積もられます。
レベル3公正価値測定
条件付き報酬支払い – Devonは、将来の石油およびガス価格に基づいてBarnett資産の売却に関連する条件付き対価を受け取る権利を有しています。これらの価値はモンテカルロ評価モデルを使用して導き出され、レベル3の公正価値測定として認められます。詳細情報については、 注記2.
24
項目 2経営者の討議および分析について 財務状況および業績の結果
以下の議論と分析は、2024年9月30日終了の三か月および九か月の期間における当社の業績の重要な変化について、以前の期間と比較して説明し、2023年12月31日以降の当社の財務状態と流動性についても触れています。当社の重要な会計方針と見積もりに関する情報については、当社の 2023年の10-Kフォームによる年次報告書 「項目7. 経営陣による財務状態および業績のディスカッションと分析」を参照してください。
エグゼクティブオーバー表示する
私たちは、アメリカ合衆国内陸に焦点を当てた、リーディングな独立石油および天然ガス探査・生産会社です。現在の事業は、デラウェア盆地、イーグルフォード、アナダルコ盆地、ウィリストン盆地、およびパウダーリバー盆地の五つの主要地域に集中しています。私たちの資産基盤は、デラウェア盆地の経済的中心部に位置するプレミアムな土地と、多様な一流の資源プレイに支えられており、今後何年も続く機会の豊富なインベントリを提供しています。
2024年9月27日に、グレイソン・ミルのウィリストン・ベイシン ビジネスを約50億ドルで取得しました。この金額は、現金35億ドルと約3730万株のデボン普通株式を含み、購入価格調整が行われています。この取引により、2025年には約100 MBoe/dの生産量を増加させることが期待されています。この取得により、石油生産と運営規模を効率的に拡大し、株主に持続可能な価値をもたらす即時的かつ長期的な効果が生まれるでしょう。
この買収によって証明されたように、私たちは生産成長の抑制、資本及び運営の効率性の強調、フリーキャッシュフローを最大化するための再投資率の最適化、低いレバレッジの維持、株主への現金リターンの提供、ESGの卓越性を追求するという戦略的優先事項に基づいて経済的価値の構築に引き続き注力しています。2024年第3四半期のこれらの優先事項に関する最近のパフォーマンスのハイライトには、以下の項目が含まれます:
当社は、資本の規律を維持し、現在の計画の根底にある目標を達成することに全力を尽くしています。これらの目標は、適度な資本投資と生産の成長を通じた価値創造を優先しており、特にベンチマーク価格の変動、サプライチェーンの制約、およびインフレーションや地政学的な出来事から生じる経済的不確実性を考慮しています。キャッシュリターンの目標は、戦略的なシェアの自社株買い、配当の資金調達、今後の満期での債務返済、そしてキャッシュバランスの構築に焦点を当てています。
25
結果操作の結果
以下のグラフ、議論および分析は、私たちの業務成果と現在の財務種類を理解するために意図されています。レビューを容易にするために、これらの数字は非支配持分を考慮する前に提示されています。
2024年の第3四半期 vs. 2024年の第2四半期
2024年第3四半期と2024年第2四半期の純利益はそれぞれ82,500万ドルと85,500万ドルでした。下のグラフは、2024年第2四半期から第3四半期にかけての純利益の変化を示しています。重要な変化は、次のページでカテゴリーごとにさらに詳しく説明されています。
生産量
|
|
Q3 2024 |
|
|
% of Total |
|
|
Q2 2024 |
|
|
変化 |
|
||||
石油 (MBbls/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
デラウェア盆地 |
|
|
227 |
|
|
|
68 |
% |
|
|
221 |
|
|
|
2 |
% |
イーグルフォード |
|
|
44 |
|
|
|
13 |
% |
|
|
46 |
|
|
|
-6 |
% |
アナダルコ盆地 |
|
|
13 |
|
|
|
4 |
% |
|
|
14 |
|
|
|
-4 |
% |
ウィリストン盆地 |
|
|
34 |
|
|
|
10 |
% |
|
|
37 |
|
|
|
-8 |
% |
パウダーリバー盆地 |
|
|
14 |
|
|
|
4 |
% |
|
|
13 |
|
|
|
5 |
% |
その他 |
|
|
3 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
4 |
|
|
|
-3 |
% |
合計 |
|
|
335 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
335 |
|
|
|
0 |
% |
|
|
Q3 2024 |
|
|
% of Total |
|
|
Q2 2024 |
|
|
変化 |
|
||||
GAS (MMcf/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
デラウェア盆地 |
|
|
764 |
|
|
|
64 |
% |
|
|
712 |
|
|
|
7 |
% |
イーグルフォード |
|
|
93 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
92 |
|
|
|
1 |
% |
アナダルコ盆地 |
|
|
241 |
|
|
|
20 |
% |
|
|
244 |
|
|
|
-1 |
% |
ウィリストン盆地 |
|
|
77 |
|
|
|
6 |
% |
|
|
71 |
|
|
|
8 |
% |
パウダーリバー盆地 |
|
|
19 |
|
|
|
2 |
% |
|
|
18 |
|
|
|
2 |
% |
その他 |
|
|
— |
|
|
|
0 |
% |
|
|
— |
|
|
N/M |
|
|
合計 |
|
|
1,194 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
1,137 |
|
|
|
5 |
% |
|
|
Q3 2024 |
|
|
% of Total |
|
|
Q2 2024 |
|
|
変化 |
|
||||
NGLs (MBbls/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
デラウェア盆地 |
|
|
134 |
|
|
|
69 |
% |
|
|
121 |
|
|
|
11 |
% |
イーグルフォード |
|
|
16 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
17 |
|
|
|
-7 |
% |
アナダルコ盆地 |
|
|
29 |
|
|
|
15 |
% |
|
|
30 |
|
|
|
-4 |
% |
ウィリストン盆地 |
|
|
13 |
|
|
|
7 |
% |
|
|
12 |
|
|
|
10 |
% |
パウダーリバー盆地 |
|
|
2 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
2 |
|
|
|
3 |
% |
その他 |
|
|
— |
|
|
|
0 |
% |
|
|
— |
|
|
N/M |
|
|
合計 |
|
|
194 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
182 |
|
|
|
6 |
% |
26
|
|
Q3 2024 |
|
|
% of Total |
|
|
Q2 2024 |
|
|
変化 |
|
||||
合計 (MBoe/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
デラウェア盆地 |
|
|
488 |
|
|
|
67 |
% |
|
|
461 |
|
|
|
6 |
% |
イーグルフォード |
|
|
75 |
|
|
|
10 |
% |
|
|
79 |
|
|
|
-5 |
% |
アナダルコ盆地 |
|
|
82 |
|
|
|
11 |
% |
|
|
84 |
|
|
|
-3 |
% |
ウィリストン盆地 |
|
|
60 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
61 |
|
|
|
-2 |
% |
パウダリバー盆地 |
|
|
19 |
|
|
|
3 |
% |
|
|
18 |
|
|
|
4 |
% |
その他 |
|
|
4 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
4 |
|
|
N/M |
|
|
合計 |
|
|
728 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
707 |
|
|
|
3 |
% |
2024年の第2四半期から第3四半期にかけてのボリュームの変化が、5100万ドルの収益増加に寄与しました。ボリュームの増加は主にデラウェア盆地での新しい井戸の活動によるもので、イーグルフォードおよびアナダルコ盆地での天然井戸の減少によって部分的に相殺されました。2024年の第4四半期には、グレイソンミルの買収により、ボリュームが約110 MBoe/d増加することを予想しています。
実現価格
|
|
Q3 2024 |
|
|
実現 |
|
Q2 2024 |
|
|
変化 |
|
|||
石油(バレルあたり) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
WTIインデックス |
|
$ |
75.20 |
|
|
|
|
$ |
80.62 |
|
|
|
-7 |
% |
実現価格、ヘッジなし |
|
$ |
73.74 |
|
|
98% |
|
$ |
79.10 |
|
|
|
-7 |
% |
現金決済 |
|
$ |
0.52 |
|
|
|
|
$ |
(0.15 |
) |
|
|
|
|
実現価格、ヘッジあり |
|
$ |
74.26 |
|
|
99% |
|
$ |
78.95 |
|
|
|
-6 |
% |
|
|
Q3 2024 |
|
|
実現 |
|
Q2 2024 |
|
|
変化 |
|
|||
GAS (Mcfあたり) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
ヘンリーハブインデックス |
|
$ |
2.15 |
|
|
|
|
$ |
1.89 |
|
|
|
14 |
% |
実現価格、ヘッジなし |
|
$ |
0.45 |
|
|
21% |
|
$ |
0.55 |
|
|
|
-19 |
% |
現金決済 |
|
$ |
0.39 |
|
|
|
|
$ |
0.55 |
|
|
|
|
|
実現価格、ヘッジあり |
|
$ |
0.84 |
|
|
39% |
|
$ |
1.10 |
|
|
|
-24 |
% |
|
|
Q3 2024 |
|
|
実現 |
|
Q2 2024 |
|
|
変化 |
|
|||
NGLs (バレルあたり) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
WTI インデックス |
|
$ |
75.20 |
|
|
|
|
$ |
80.62 |
|
|
|
-7 |
% |
実現価格、ヘッジなし |
|
$ |
19.25 |
|
|
26% |
|
$ |
19.60 |
|
|
|
-2 |
% |
現金決済 |
|
$ |
0.11 |
|
|
|
|
$ |
0.11 |
|
|
|
|
|
実現価格、ヘッジあり |
|
$ |
19.36 |
|
|
26% |
|
$ |
19.71 |
|
|
|
-2 |
% |
|
|
Q3 2024 |
|
|
Q2 2024 |
|
|
変化 |
|
|||
合算(Boeあたり) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
実現価格、ヘッジなし |
|
$ |
39.80 |
|
|
$ |
43.44 |
|
|
|
-8 |
% |
現金決済 |
|
$ |
0.91 |
|
|
$ |
0.85 |
|
|
|
|
|
実現価格、ヘッジあり |
|
$ |
40.71 |
|
|
$ |
44.29 |
|
|
|
-8 |
% |
2024年の第2四半期から第3四半期にかけて、実現価格の影響で1億8200万ドルの利益減少がありました。ヘッジされていない原油およびNGLの価格は、それぞれWTIおよびモンベルビューのIndex価格の低下により減少しました。ヘッジされていないガス価格は、インフラ関連の制約によりデラウェア盆地での地域別ガス価格差の拡大によって主に減少しました。ヘッジされていない価格の減少は、全セクターでのヘッジ現金清算によって部分的に相殺されました。
現在、2024年の石油およびGAS生産の残りの予想に対して、約35%と20%のヘッジをそれぞれ行っています。2025年については、予想される石油およびGAS生産の約10%と20%をそれぞれヘッジしています。
27
ヘッジ決済
|
|
Q3 2024 |
|
|
Q2 2024 |
|
|
変化 |
|
|||
|
|
Q |
|
|
|
|
|
|
|
|||
石油 |
|
$ |
16 |
|
|
$ |
(5 |
) |
|
N/M |
|
|
天然ガス |
|
|
43 |
|
|
|
57 |
|
|
|
-25 |
% |
NGL |
|
|
2 |
|
|
|
2 |
|
|
N/M |
|
|
総現金精算 (1) |
|
$ |
61 |
|
|
$ |
54 |
|
|
|
13 |
% |
上記の表に示されている現金決済は、記載された金融商品に関連する実現した利益または損失を表しています。 注釈3 この報告書の「第I部 財務情報 – 項目1. 財務諸表」にあります。
製造費用
|
|
Q3 2024 |
|
|
Q2 2024 |
|
|
変化 |
|
|||
LOE |
|
$ |
366 |
|
|
$ |
383 |
|
|
|
-4 |
% |
収集、処理 & 交通機関 |
|
|
200 |
|
|
|
197 |
|
|
|
2 |
% |
生産税 |
|
|
179 |
|
|
|
188 |
|
|
|
-5 |
% |
固定資産税 |
|
|
18 |
|
|
|
20 |
|
|
|
-10 |
% |
合計 |
|
$ |
763 |
|
|
$ |
788 |
|
|
|
-3 |
% |
1 Boeあたり: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
LOE |
|
$ |
5.46 |
|
|
$ |
5.95 |
|
|
|
-8 |
% |
収集、処理 & 交通機関 |
|
$ |
2.98 |
|
|
$ |
3.07 |
|
|
|
-3 |
% |
石油、GAS、NGLの販売の割合: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
生産税 |
|
|
6.7 |
% |
|
|
6.7 |
% |
|
|
0 |
% |
2024年の第3四半期には、コスト効率の向上、作業再開活動の減少、そして石油価格の下落により生じた生産税の減少により、生産費用が減少しました。
フィールドレベルのキャッシュマージン
以下の表は、各運営エリアのフィールドレベルのキャッシュマージンを示しています。フィールドレベルのキャッシュマージンは、油、ガス、NGLの売上高から生産費用を差し引いて計算され、GAAPで定義された指標ではありません。GAAPの比較可能な指標への調整は、この項目2の「非GAAP指標」にあります。上記に示された生産量、実現価格、生産費用の変化は、資産ごとのフィールドレベルのキャッシュマージンに次の影響を与えました。
|
|
Q3 2024 |
|
|
BOEあたりのドル |
|
|
Q2 2024 |
|
|
BOEあたりのドル |
|
||||
フィールドレベルのキャッシュマージン(非GAAP) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
デラウェア盆地 |
|
$ |
1,317 |
|
|
$ |
29.38 |
|
|
$ |
1,346 |
|
|
$ |
32.12 |
|
イーグルフォード |
|
|
273 |
|
|
$ |
39.51 |
|
|
|
303 |
|
|
$ |
42.15 |
|
アナダルコ盆地 |
|
|
112 |
|
|
$ |
14.82 |
|
|
|
119 |
|
|
$ |
15.48 |
|
ウィリストン盆地 |
|
|
117 |
|
|
$ |
21.16 |
|
|
|
160 |
|
|
$ |
28.62 |
|
パウダーリバー盆地 |
|
|
68 |
|
|
$ |
38.88 |
|
|
|
65 |
|
|
$ |
39.44 |
|
その他 |
|
|
15 |
|
|
N/M |
|
|
|
15 |
|
|
N/M |
|
||
合計 |
|
$ |
1,902 |
|
|
$ |
28.41 |
|
|
$ |
2,008 |
|
|
$ |
31.19 |
|
DD&A
|
|
Q3 2024 |
|
|
Q2 2024 |
|
|
変化 |
|
|||
石油とガスのBoeあたり |
|
$ |
11.51 |
|
|
$ |
11.56 |
|
|
|
0 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
石油とGAS |
|
$ |
770 |
|
|
$ |
744 |
|
|
|
3 |
% |
その他の有形固定資産および設備 |
|
|
24 |
|
|
|
24 |
|
|
|
3 |
% |
合計 |
|
$ |
794 |
|
|
$ |
768 |
|
|
|
3 |
% |
2024年第三四半期にDD&Aが増加したのは、主に取扱量が増えたためです。
28
G&A
|
|
Q3 2024 |
|
|
Q2 2024 |
|
|
Change |
|
|||
G&A per Boe |
|
$ |
1.75 |
|
|
$ |
1.77 |
|
|
|
-1 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Labor and benefits |
|
$ |
70 |
|
|
$ |
62 |
|
|
|
13 |
% |
Non-labor |
|
|
47 |
|
|
|
52 |
|
|
|
-10 |
% |
Total |
|
$ |
117 |
|
|
$ |
114 |
|
|
|
3 |
% |
Other Items
|
|
Q3 2024 |
|
|
Q2 2024 |
|
|
Change in earnings |
|
|||
Commodity hedge valuation changes (1) |
|
$ |
166 |
|
|
$ |
(31 |
) |
|
$ |
197 |
|
Marketing and midstream operations |
|
|
(17 |
) |
|
|
(10 |
) |
|
|
(7 |
) |
Exploration expenses |
|
|
4 |
|
|
|
3 |
|
|
|
(1 |
) |
Asset dispositions |
|
|
— |
|
|
|
15 |
|
|
|
15 |
|
Net financing costs |
|
|
88 |
|
|
|
76 |
|
|
|
(12 |
) |
Restructuring and transaction costs |
|
|
8 |
|
|
|
— |
|
|
|
(8 |
) |
Other, net |
|
|
37 |
|
|
|
5 |
|
|
|
(32 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
152 |
|
We recognize fair value changes on our oil, gas and NGL derivative instruments in each reporting period. The changes in fair value resulted from new positions and settlements that occurred during each period, as well as the relationship between contract prices and the associated forward curves. For additional information, see Note 3 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” in this report.
During the third quarter of 2024, we issued $3.25 billion of debt to partially fund the Grayson Mill acquisition. Additionally, we retired $472 million of debt in the third quarter of 2024. The net impact of this debt activity is expected to increase our annual net financing costs by approximately $180 million. For additional information, see Note 11 in "Part I. Financial Information - Item 1. Financial Statements" in this report.
Income Taxes
|
|
Q3 2024 |
|
|
Q2 2024 |
|
||
Current expense |
|
$ |
75 |
|
|
$ |
146 |
|
Deferred expense |
|
|
164 |
|
|
|
39 |
|
Total expense |
|
$ |
239 |
|
|
$ |
185 |
|
Current tax rate |
|
|
7 |
% |
|
|
14 |
% |
Deferred tax rate |
|
|
15 |
% |
|
|
4 |
% |
Effective income tax rate |
|
|
22 |
% |
|
|
18 |
% |
The current income tax rate decreased in the third quarter of 2024 primarily due to the impacts of the Grayson Mill acquisition. For additional discussion on income taxes, see Note 5 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” in this report.
29
September 30, 2024 YTD vs. September 30, 2023 YTD
Our nine months ended September 30, 2024 net earnings were $2.3 billion, compared to net earnings of $2.6 billion for the first nine months ended September 30, 2023. The graph below shows the change in net earnings from the nine months ended September 30, 2023 to the nine months ended September 30, 2024. The material changes are further discussed by category on the following pages.
Production Volumes
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||||||
|
|
2024 |
|
|
% of Total |
|
|
2023 |
|
|
Change |
|
||||
Oil (MBbls/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Delaware Basin |
|
|
219 |
|
|
|
67 |
% |
|
|
211 |
|
|
|
4 |
% |
Eagle Ford |
|
|
44 |
|
|
|
13 |
% |
|
|
41 |
|
|
|
6 |
% |
Anadarko Basin |
|
|
13 |
|
|
|
4 |
% |
|
|
15 |
|
|
|
-14 |
% |
Williston Basin |
|
|
37 |
|
|
|
11 |
% |
|
|
36 |
|
|
|
4 |
% |
Powder River Basin |
|
|
13 |
|
|
|
4 |
% |
|
|
14 |
|
|
|
-4 |
% |
Other |
|
|
4 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
4 |
|
|
|
-2 |
% |
Total |
|
|
330 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
321 |
|
|
|
3 |
% |
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||||||
|
|
2024 |
|
|
% of Total |
|
|
2023 |
|
|
Change |
|
||||
Gas (MMcf/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Delaware Basin |
|
|
724 |
|
|
|
64 |
% |
|
|
652 |
|
|
|
11 |
% |
Eagle Ford |
|
|
88 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
82 |
|
|
|
7 |
% |
Anadarko Basin |
|
|
236 |
|
|
|
20 |
% |
|
|
242 |
|
|
|
-2 |
% |
Williston Basin |
|
|
70 |
|
|
|
6 |
% |
|
|
57 |
|
|
|
22 |
% |
Powder River Basin |
|
|
18 |
|
|
|
2 |
% |
|
|
18 |
|
|
|
5 |
% |
Other |
|
|
1 |
|
|
|
0 |
% |
|
|
1 |
|
|
N/M |
|
|
Total |
|
|
1,137 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
1,052 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||||||
|
|
2024 |
|
|
% of Total |
|
|
2023 |
|
|
Change |
|
||||
NGLs (MBbls/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Delaware Basin |
|
|
122 |
|
|
|
68 |
% |
|
|
105 |
|
|
|
17 |
% |
Eagle Ford |
|
|
16 |
|
|
|
9 |
% |
|
|
15 |
|
|
|
6 |
% |
Anadarko Basin |
|
|
28 |
|
|
|
16 |
% |
|
|
28 |
|
|
|
-1 |
% |
Williston Basin |
|
|
12 |
|
|
|
6 |
% |
|
|
9 |
|
|
|
32 |
% |
Powder River Basin |
|
|
2 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
2 |
|
|
|
1 |
% |
Other |
|
|
— |
|
|
|
0 |
% |
|
|
1 |
|
|
N/M |
|
|
Total |
|
|
180 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
160 |
|
|
|
13 |
% |
30
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||||||
|
|
2024 |
|
|
% of Total |
|
|
2023 |
|
|
Change |
|
||||
Combined (MBoe/d) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Delaware Basin |
|
|
462 |
|
|
|
66 |
% |
|
|
425 |
|
|
|
9 |
% |
Eagle Ford |
|
|
75 |
|
|
|
10 |
% |
|
|
70 |
|
|
|
7 |
% |
Anadarko Basin |
|
|
80 |
|
|
|
11 |
% |
|
|
83 |
|
|
|
-4 |
% |
Williston Basin |
|
|
61 |
|
|
|
9 |
% |
|
|
54 |
|
|
|
12 |
% |
Powder River Basin |
|
|
18 |
|
|
|
3 |
% |
|
|
19 |
|
|
|
-2 |
% |
Other |
|
|
4 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
5 |
|
|
|
-7 |
% |
Total |
|
|
700 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
656 |
|
|
|
7 |
% |
From the nine months ended September 30, 2023 to the nine months ended September 30, 2024, the change in volumes contributed to a $367 million increase in earnings. Volumes increased primarily due to new well activity in the Delaware Basin, Williston Basin and Eagle Ford, which was partially offset by natural well declines in the Anadarko Basin. We expect volumes to increase approximately 110 MBoe/d in the fourth quarter of 2024 due to the Grayson Mill acquisition.
Realized Prices
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||||
|
|
2024 |
|
|
Realization |
|
2023 |
|
|
Change |
|
|||
Oil (per Bbl) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
WTI index |
|
$ |
77.61 |
|
|
|
|
$ |
77.33 |
|
|
|
0 |
% |
Realized price, unhedged |
|
$ |
76.08 |
|
|
98% |
|
$ |
75.53 |
|
|
|
1 |
% |
Cash settlements |
|
$ |
0.05 |
|
|
|
|
$ |
(0.26 |
) |
|
|
|
|
Realized price, with hedges |
|
$ |
76.13 |
|
|
98% |
|
$ |
75.27 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||||
|
|
2024 |
|
|
Realization |
|
2023 |
|
|
Change |
|
|||
Gas (per Mcf) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Henry Hub index |
|
$ |
2.10 |
|
|
|
|
$ |
2.69 |
|
|
|
-22 |
% |
Realized price, unhedged |
|
$ |
0.75 |
|
|
36% |
|
$ |
1.82 |
|
|
|
-59 |
% |
Cash settlements |
|
$ |
0.42 |
|
|
|
|
$ |
0.22 |
|
|
|
|
|
Realized price, with hedges |
|
$ |
1.17 |
|
|
56% |
|
$ |
2.04 |
|
|
|
-43 |
% |
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||||
|
|
2024 |
|
|
Realization |
|
2023 |
|
|
Change |
|
|||
NGLs (per Bbl) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
WTI index |
|
$ |
77.61 |
|
|
|
|
$ |
77.33 |
|
|
|
0 |
% |
Realized price, unhedged |
|
$ |
19.84 |
|
|
26% |
|
$ |
20.76 |
|
|
|
-4 |
% |
Cash settlements |
|
$ |
0.05 |
|
|
|
|
$ |
— |
|
|
|
|
|
Realized price, with hedges |
|
$ |
19.89 |
|
|
26% |
|
$ |
20.76 |
|
|
|
-4 |
% |
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
Change |
|
|||
Combined (per Boe) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Realized price, unhedged |
|
$ |
42.19 |
|
|
$ |
44.96 |
|
|
|
-6 |
% |
Cash settlements |
|
$ |
0.73 |
|
|
$ |
0.22 |
|
|
|
|
|
Realized price, with hedges |
|
$ |
42.92 |
|
|
$ |
45.18 |
|
|
|
-5 |
% |
From the nine months ended September 30, 2023 to the nine months ended September 30, 2024, realized prices contributed to a $331 million decrease in earnings. This decrease was due to lower unhedged realized gas and NGL prices which decreased primarily due to lower Henry Hub and Mont Belvieu index prices. Additionally, gas prices were impacted by expanded regional gas price differentials in the Delaware Basin driven by infrastructure constraints. These decreases were partially offset by an increase in unhedged realized oil prices which was primarily due to slightly higher WTI index prices. Realized prices were strengthened by hedge cash settlements across all commodities.
31
Hedge Settlements
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
Change |
|
|||
Oil |
|
$ |
4 |
|
|
$ |
(23 |
) |
|
|
117 |
% |
Natural gas |
|
|
132 |
|
|
|
62 |
|
|
|
113 |
% |
NGL |
|
|
3 |
|
|
|
— |
|
|
N/M |
|
|
Total cash settlements (1) |
|
$ |
139 |
|
|
$ |
39 |
|
|
|
256 |
% |
Cash settlements as presented in the tables above represent realized gains or losses related to the instruments described in Note 3 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” in this report.
Production Expenses
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
Change |
|
|||
LOE |
|
$ |
1,129 |
|
|
$ |
1,047 |
|
|
|
8 |
% |
Gathering, processing & transportation |
|
|
577 |
|
|
|
521 |
|
|
|
11 |
% |
Production taxes |
|
|
542 |
|
|
|
531 |
|
|
|
2 |
% |
Property taxes |
|
|
54 |
|
|
|
70 |
|
|
|
-23 |
% |
Total |
|
$ |
2,302 |
|
|
$ |
2,169 |
|
|
|
6 |
% |
Per Boe: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
LOE |
|
$ |
5.89 |
|
|
$ |
5.84 |
|
|
|
1 |
% |
Gathering, processing & transportation |
|
$ |
3.01 |
|
|
$ |
2.91 |
|
|
|
3 |
% |
Percent of oil, gas and NGL sales: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Production taxes |
|
|
6.7 |
% |
|
|
6.6 |
% |
|
|
2 |
% |
LOE and gathering, processing and transportation expenses increased for the first nine months of 2024 primarily due to increased activity.
Field-Level Cash Margin
The table below presents the field-level cash margin for each of our operating areas. Field-level cash margin is computed as oil, gas and NGL sales less production expenses and is not a measure defined by GAAP. A reconciliation to the comparable GAAP measures is found in “Non-GAAP Measures” in this Item 2. The changes in production volumes, realized prices and production expenses, shown above, had the following impact on our field-level cash margins by asset.
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||||||
|
|
2024 |
|
|
$ per BOE |
|
|
2023 |
|
|
$ per BOE |
|
||||
Field-level cash margin (Non-GAAP) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Delaware Basin |
|
$ |
3,938 |
|
|
$ |
31.13 |
|
|
$ |
4,009 |
|
|
$ |
34.54 |
|
Eagle Ford |
|
|
842 |
|
|
$ |
41.16 |
|
|
|
789 |
|
|
$ |
41.26 |
|
Anadarko Basin |
|
|
329 |
|
|
$ |
15.00 |
|
|
|
390 |
|
|
$ |
17.14 |
|
Williston Basin |
|
|
441 |
|
|
$ |
26.50 |
|
|
|
445 |
|
|
$ |
30.06 |
|
Powder River Basin |
|
|
193 |
|
|
$ |
38.12 |
|
|
|
208 |
|
|
$ |
40.41 |
|
Other |
|
|
45 |
|
|
N/M |
|
|
|
44 |
|
|
N/M |
|
||
Total |
|
$ |
5,788 |
|
|
$ |
30.19 |
|
|
$ |
5,885 |
|
|
$ |
32.86 |
|
32
DD&A
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
Change |
|
|||
Oil and gas per Boe |
|
$ |
11.54 |
|
|
$ |
10.25 |
|
|
|
13 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Oil and gas |
|
$ |
2,213 |
|
|
$ |
1,836 |
|
|
|
21 |
% |
Other property and equipment |
|
|
71 |
|
|
|
68 |
|
|
|
5 |
% |
Total |
|
$ |
2,284 |
|
|
$ |
1,904 |
|
|
|
20 |
% |
DD&A increased in the first nine months of 2024 primarily due to an increase in the oil and gas DD&A rate. The largest contributor to the higher rate was our 2023 drilling and development activity. DD&A also increased in the first nine months of 2024 due to higher volumes.
G&A
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
Change |
|
|||
G&A per Boe |
|
$ |
1.80 |
|
|
$ |
1.66 |
|
|
|
9 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Labor and benefits |
|
$ |
195 |
|
|
$ |
157 |
|
|
|
24 |
% |
Non-labor |
|
|
150 |
|
|
|
140 |
|
|
|
7 |
% |
Total |
|
$ |
345 |
|
|
$ |
297 |
|
|
|
16 |
% |
G&A increased for the nine months ended 2024 primarily due to inflationary adjustments to our labor and benefits.
Other Items
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
Change in earnings |
|
|||
Commodity hedge valuation changes (1) |
|
$ |
(34 |
) |
|
$ |
(245 |
) |
|
$ |
211 |
|
Marketing and midstream operations |
|
|
(48 |
) |
|
|
(51 |
) |
|
|
3 |
|
Exploration expenses |
|
|
16 |
|
|
|
16 |
|
|
|
— |
|
Asset dispositions |
|
|
16 |
|
|
|
(41 |
) |
|
|
(57 |
) |
Net financing costs |
|
|
240 |
|
|
|
231 |
|
|
|
(9 |
) |
Restructuring and transaction costs |
|
|
8 |
|
|
|
— |
|
|
|
(8 |
) |
Other, net |
|
|
64 |
|
|
|
28 |
|
|
|
(36 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
104 |
|
We recognize fair value changes on our oil, gas and NGL derivative instruments in each reporting period. The changes in fair value resulted from new positions and settlements that occurred during each period, as well as the relationship between contract prices and the associated forward curves. For additional information, see Note 3 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” in this report.
In the second quarter of 2023, we recorded a $64 million gain within asset dispositions related to the difference between the fair market value and book value of assets contributed to the Water JV. For additional information, see Note 1 in "Part I. Financial Information - Item 1. Financial Statements" in this report.
During the third quarter of 2024, we issued $3.25 billion of debt to partially fund the Grayson Mill acquisition. Additionally, we retired $472 million of debt in the third quarter of 2024. The net impact of this debt activity is expected to increase our annual net financing costs by approximately $180 million. For additional information, see Note 11 in "Part I. Financial Information - Item 1. Financial Statements" in this report.
33
Income Taxes
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
|||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||
Current expense |
|
$ |
340 |
|
|
$ |
360 |
|
Deferred expense |
|
|
243 |
|
|
|
212 |
|
Total expense |
|
$ |
583 |
|
|
$ |
572 |
|
Current tax rate |
|
|
12 |
% |
|
|
11 |
% |
Deferred tax rate |
|
|
8 |
% |
|
|
7 |
% |
Effective income tax rate |
|
|
20 |
% |
|
|
18 |
% |
For discussion on income taxes, see Note 5 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” in this report.
Capital Resources, Uses and Liquidity
Sources and Uses of Cash
The following table presents the major changes in cash and cash equivalents for the three and nine months ended September 30, 2024 and 2023.
|
|
Three Months Ended September 30, |
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
||||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||||
Operating cash flow |
|
$ |
1,663 |
|
|
$ |
1,725 |
|
|
$ |
4,936 |
|
|
$ |
4,807 |
|
Grayson Mill acquired cash |
|
|
147 |
|
|
|
— |
|
|
|
147 |
|
|
|
— |
|
Capital expenditures |
|
|
(877 |
) |
|
|
(882 |
) |
|
|
(2,719 |
) |
|
|
(2,973 |
) |
Acquisitions of property and equipment |
|
|
(3,602 |
) |
|
|
(23 |
) |
|
|
(3,692 |
) |
|
|
(54 |
) |
Divestitures of property and equipment |
|
|
— |
|
|
|
1 |
|
|
|
18 |
|
|
|
23 |
|
Investment activity, net |
|
|
(17 |
) |
|
|
7 |
|
|
|
(43 |
) |
|
|
(28 |
) |
Debt activity, net |
|
|
2,747 |
|
|
|
(242 |
) |
|
|
2,747 |
|
|
|
(242 |
) |
Repurchases of common stock |
|
|
(295 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(756 |
) |
|
|
(745 |
) |
Common stock dividends |
|
|
(272 |
) |
|
|
(312 |
) |
|
|
(794 |
) |
|
|
(1,370 |
) |
Noncontrolling interest activity, net |
|
|
10 |
|
|
|
1 |
|
|
|
8 |
|
|
|
(15 |
) |
Other |
|
|
3 |
|
|
|
(2 |
) |
|
|
(51 |
) |
|
|
(96 |
) |
Net change in cash, cash equivalents and restricted cash |
|
$ |
(493 |
) |
|
$ |
273 |
|
|
$ |
(199 |
) |
|
$ |
(693 |
) |
Cash, cash equivalents and restricted cash at end of period |
|
$ |
676 |
|
|
$ |
761 |
|
|
$ |
676 |
|
|
$ |
761 |
|
Operating Cash Flow
As presented in the table above, net cash provided by operating activities continued to be a significant source of capital and liquidity. Operating cash flow funded all of our capital expenditures, and we continued to return value to our shareholders by utilizing cash flow and cash balances for dividends and share repurchases.
Capital Expenditures
The amounts in the table below reflect cash payments for capital expenditures, including cash paid for capital expenditures incurred in prior periods.
|
|
Three Months Ended September 30, |
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
||||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||||
Delaware Basin |
|
$ |
516 |
|
|
$ |
507 |
|
|
$ |
1,589 |
|
|
$ |
1,735 |
|
Eagle Ford |
|
|
177 |
|
|
|
183 |
|
|
|
536 |
|
|
|
573 |
|
Anadarko Basin |
|
|
55 |
|
|
|
22 |
|
|
|
174 |
|
|
|
163 |
|
Williston Basin |
|
|
33 |
|
|
|
82 |
|
|
|
117 |
|
|
|
264 |
|
Powder River Basin |
|
|
58 |
|
|
|
46 |
|
|
|
144 |
|
|
|
125 |
|
Other |
|
|
1 |
|
|
|
2 |
|
|
|
4 |
|
|
|
4 |
|
Total oil and gas |
|
|
840 |
|
|
|
842 |
|
|
|
2,564 |
|
|
|
2,864 |
|
Midstream |
|
|
12 |
|
|
|
17 |
|
|
|
79 |
|
|
|
51 |
|
Other |
|
|
25 |
|
|
|
23 |
|
|
|
76 |
|
|
|
58 |
|
Total capital expenditures |
|
$ |
877 |
|
|
$ |
882 |
|
|
$ |
2,719 |
|
|
$ |
2,973 |
|
34
Capital expenditures consist primarily of amounts related to our oil and gas exploration and development operations, midstream operations and other corporate activities. Our capital investment program is driven by a disciplined allocation process focused on moderating our production growth and maximizing our returns. As such, our capital expenditures for the first nine months of 2024 represented approximately 55% of our operating cash flow.
Acquisitions of Property and Equipment
During the third quarter of 2024, we acquired the Williston Basin business of Grayson Mill. The transaction consisted of $3.5 billion of cash and approximately 37.3 million shares of Devon common stock. For additional information, please see Note 2 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” in this report.
Divestitures of Property and Equipment
During the first nine months of 2024 and 2023, we received contingent earnout payments related to assets previously sold. For additional information, please see Note 2 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” in this report.
Investment Activity
During the first nine months of 2024 and 2023, Devon received distributions from our investments of $35 million and $24 million, respectively. Devon contributed $78 million and $52 million to our investments during the first nine months of 2024 and 2023, respectively.
Debt Activity
In the third quarter of 2024, Devon issued $1.25 billion of 5.20% senior notes due 2034 and $1.0 billion of 5.75% senior notes due 2054. Additionally, in the third quarter of 2024, Devon borrowed $1.0 billion on the Term Loan. These debt issuances helped fund the Grayson Mill acquisition. In the third quarter of 2024, Devon retired $472 million of debt. For additional information, see Note 11 in "Part I. Financial Information - Item 1. Financial Statements" in this report.
Shareholder Distributions and Stock Activity
We repurchased approximately 16.3 million shares of common stock for $744 million and approximately 13.9 million shares of common stock for $745 million under the share repurchase program authorized by our Board of Directors in the first nine months of 2024 and 2023, respectively. For additional information, see Note 14 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” in this report.
The following table summarizes our common stock dividends during the third quarter and total for the first nine months of 2024 and 2023. Devon has raised its fixed dividend multiple times over the past two calendar years and most recently raised it by 10% from $0.20 to $0.22 per share in the first quarter of 2024. In addition to the fixed quarterly dividend, we paid a variable dividend in the first, second and third quarters of 2024 and 2023.
|
Fixed |
|
|
Variable |
|
|
Total |
|
|
Rate Per Share |
|
||||
2024: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
First quarter |
$ |
143 |
|
|
$ |
156 |
|
|
$ |
299 |
|
|
$ |
0.44 |
|
Second quarter |
|
138 |
|
|
|
85 |
|
|
|
223 |
|
|
$ |
0.35 |
|
Third quarter |
|
136 |
|
|
|
136 |
|
|
|
272 |
|
|
$ |
0.44 |
|
Total year-to-date |
$ |
417 |
|
|
$ |
377 |
|
|
$ |
794 |
|
|
|
|
|
2023: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
First quarter |
$ |
133 |
|
|
$ |
463 |
|
|
$ |
596 |
|
|
$ |
0.89 |
|
Second quarter |
|
128 |
|
|
|
334 |
|
|
|
462 |
|
|
$ |
0.72 |
|
Third quarter |
|
127 |
|
|
|
185 |
|
|
|
312 |
|
|
$ |
0.49 |
|
Total year-to-date |
$ |
388 |
|
|
$ |
982 |
|
|
$ |
1,370 |
|
|
|
|
35
Noncontrolling Interest Activity, net
During the first nine months of 2024 and 2023, we distributed $36 million and $33 million, respectively, to our noncontrolling interests in CDM. During the first nine months of 2024 and 2023, we received $44 million and $18 million, respectively, in contributions from our noncontrolling interests.
Liquidity
The business of exploring for, developing and producing oil and natural gas is capital intensive. Because oil, natural gas and NGL reserves are a depleting resource, we, like all upstream operators, must continually make capital investments to grow and even sustain production. Generally, our capital investments are focused on drilling and completing new wells and maintaining production from existing wells. At opportunistic times, we also acquire operations and properties from other operators or landowners to enhance our existing portfolio of assets.
On September 27, 2024, Devon acquired the Williston Basin business of Grayson Mill. This acquisition adds a high-margin production mix that enhances our position and efficiently expands our operating scale and production. The acquisition delivers sustainable accretion to earnings and free cash flow further supporting our cash-return business model, which moderates growth, emphasizes capital efficiencies and prioritizes cash returns to shareholders.
Historically, our primary sources of capital funding and liquidity have been our operating cash flow, cash on hand and asset divestiture proceeds. Additionally, we maintain a commercial paper program, supported by our revolving line of credit, which can be accessed as needed to supplement operating cash flow and cash balances. If needed, we can also issue debt and equity securities, including through transactions under our shelf registration statement filed with the SEC. We estimate the combination of our sources of capital will continue to be adequate to fund our planned capital requirements as discussed in this section as well as return cash to shareholders.
Operating Cash Flow
Key inputs into determining our planned capital investment are the amount of cash we hold and operating cash flow we expect to generate over the next one to three or more years. At the end of the third quarter of 2024, we held approximately $700 million of cash. Our operating cash flow forecasts are sensitive to many variables and include a measure of uncertainty as actual results may differ from our expectations.
Commodity Prices – The most uncertain and volatile variables for our operating cash flow are the prices of the oil, gas and NGLs we produce and sell. Prices are determined primarily by prevailing market conditions. Regional and worldwide economic activity, weather and other highly variable factors influence market conditions for these products. These factors, which are difficult to predict, create volatility in prices and are beyond our control.
To mitigate some of the risk inherent in prices, we utilize various derivative financial instruments to protect a portion of our production against downside price risk. The key terms to our oil, gas and NGL derivative financial instruments as of September 30, 2024 are presented in Note 3 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” of this report.
Further, when considering the current commodity price environment and our current hedge position, we expect to achieve our capital investment priorities. Additionally, we remain committed to capital discipline and focused on delivering the objectives that underpin our capital plan for 2024. The currently elevated level of cost inflation has eroded, and could continue to erode, our cost efficiencies gained over previous years and pressure our margins for the foreseeable future. Despite this, we expect to continue generating material amounts of free cash flow at current commodity price levels due to our strategy of spending within cash flow.
Operating Expenses – Commodity prices can also affect our operating cash flow through an indirect effect on operating expenses. Significant commodity price decreases can lead to a decrease in drilling and development activities. As a result, the demand and cost for people, services, equipment and materials may also decrease, causing a positive impact on our cash flow as the prices paid for services and equipment decline. However, the inverse is also generally true during periods of rising commodity prices. We expect to mitigate the impact of cost inflation through efficiencies gained from the scale of our operations as well as by leveraging our long-standing relationships with our suppliers.
Credit Losses – Our operating cash flow is also exposed to credit risk in a variety of ways. This includes the credit risk related to customers who purchase our oil, gas and NGL production, the collection of receivables from our joint interest owners for their proportionate share of expenditures made on projects we operate and counterparties to our derivative financial contracts. We utilize a
36
variety of mechanisms to limit our exposure to the credit risks of our customers, joint interest owners and counterparties. Such mechanisms include, under certain conditions, requiring letters of credit, prepayments or cash collateral postings.
Credit Availability
As of September 30, 2024, we had approximately $3.0 billion of available borrowing capacity under our 2023 Senior Credit Facility. This credit facility supports our $3.0 billion of short-term credit under our commercial paper program. At September 30, 2024, there were no borrowings under our commercial paper program, and we were in compliance with the Senior Credit Facility’s financial covenant.
Debt Ratings
We receive debt ratings from the major ratings agencies in the U.S. In determining our debt ratings, the agencies consider a number of qualitative and quantitative items including, but not limited to, commodity pricing levels, our liquidity, asset quality, reserve mix, debt levels, cost structure, planned asset sales and the size and scale of our production. Our credit rating from Standard and Poor’s Financial Services is BBB with a stable outlook. Our credit rating from Fitch is BBB+ with a stable outlook. Our credit rating from Moody’s Investor Service is Baa2 with a stable outlook. Any rating downgrades may result in additional letters of credit or cash collateral being posted under certain contractual arrangements.
There are no “rating triggers” in any of our contractual debt obligations that would accelerate scheduled maturities should our debt rating fall below a specified level. However, a downgrade could adversely impact our interest rate on our Term Loan or any credit facility borrowings and the ability to economically access debt markets in the future.
Cash Returns to Shareholders
We are committed to returning cash to shareholders through dividends and share repurchases. Our Board of Directors will consider a number of factors when setting the quarterly dividend, if any, including a general target of paying out approximately 10% of operating cash flow through the fixed dividend. In addition to the fixed quarterly dividend, we may pay a variable dividend or complete share repurchases. Each quarter’s free cash flow, which is a non-GAAP measure, is computed as operating cash flow (a GAAP measure) before balance sheet changes less capital expenditures. The declaration and payment of any future dividend, whether fixed or variable, will remain at the full discretion of our Board of Directors and will depend on our financial results, cash requirements, future prospects and other factors deemed relevant by the Board.
In November 2024, Devon announced a fixed cash dividend in the amount of $0.22 per share for approximately $144 million payable in the fourth quarter of 2024. Devon has elected not to declare a variable dividend to be paid in the fourth quarter of 2024.
Our Board of Directors has authorized a $5.0 billion share repurchase program that expires June 30, 2026. Through October 2024, we had executed $3.1 billion of the authorized program.
Capital Expenditures
Our capital expenditures budget for the remainder of 2024 is expected to be approximately $950 million, including $150 million of incremental capital expenditures related to the Grayson Mill acquisition.
Critical Accounting Estimates
Purchase Accounting
Periodically we acquire assets and assume liabilities in transactions accounted for as business combinations, such as the acquisition of the Williston Basin business of Grayson Mill. In connection with the acquisition, we allocated the $5.0 billion of purchase price consideration to the assets acquired and liabilities assumed based on estimated fair values as of the date of the acquisition. The preliminary purchase price assessment remains an ongoing process and is subject to change for up to one year subsequent to the closing date of the acquisition.
37
We made a number of assumptions in estimating the fair value of assets acquired and liabilities assumed in the acquisition. The most significant assumptions relate to the estimated fair values of proved and unproved oil and gas properties. Since sufficient market data was not available regarding the fair values of proved and unproved oil and gas properties, we prepared estimates and engaged third-party valuation experts. Significant judgments and assumptions are inherent in these estimates and include, among other things, estimates of reserve quantities, estimates of future commodity prices, drilling plans, expected development costs, lease operating costs, reserve risk adjustment factors and an estimate of an applicable market participant discount rate that reflects the risk of the underlying cash flow estimates.
Estimated fair values ascribed to assets acquired can have a significant impact on future results of operations presented in Devon’s financial statements. A higher fair value ascribed to a property results in higher DD&A expense, which results in lower net earnings. Fair values are based on estimates of future commodity prices, reserve quantities, development costs and operating costs. In the event that future commodity prices or reserve quantities are lower than those used as inputs to determine estimates of acquisition date fair values, the likelihood increases that certain costs may be determined to not be recoverable.
For additional information regarding our critical accounting policies and estimates, see our 2023 Annual Report on Form 10-K.
Non-GAAP Measures
We utilize “core earnings attributable to Devon” and “core earnings per share attributable to Devon” that are not required by or presented in accordance with GAAP. These non-GAAP measures are not alternatives to GAAP measures and should not be considered in isolation or as a substitute for analysis of our results reported under GAAP. Core earnings attributable to Devon, as well as the per share amount, represent net earnings excluding certain non-cash and other items that are typically excluded by securities analysts in their published estimates of our financial results. Our non-GAAP measures are typically used as a quarterly performance measure. Amounts excluded relate to asset dispositions, noncash asset impairments (including unproved asset impairments), deferred tax asset valuation allowance, fair value changes in derivative financial instruments and restructuring and transaction costs.
We believe these non-GAAP measures facilitate comparisons of our performance to earnings estimates published by securities analysts. We also believe these non-GAAP measures can facilitate comparisons of our performance between periods and to the performance of our peers.
Below are reconciliations of core earnings and core earnings per share attributable to Devon to comparable GAAP measures.
|
Three Months Ended September 30, |
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
Before Tax |
|
|
After Tax |
|
|
After NCI |
|
|
Per Diluted Share |
|
|
Before Tax |
|
|
After Tax |
|
|
After NCI |
|
|
Per Diluted Share |
|
||||||||
2024: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Earnings attributable to Devon (GAAP) |
$ |
1,064 |
|
|
$ |
825 |
|
|
$ |
812 |
|
|
$ |
1.30 |
|
|
$ |
2,872 |
|
|
$ |
2,289 |
|
|
$ |
2,252 |
|
|
$ |
3.59 |
|
Adjustments: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Asset dispositions |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
16 |
|
|
|
12 |
|
|
|
12 |
|
|
|
0.02 |
|
Asset and exploration impairments |
|
1 |
|
|
|
1 |
|
|
|
1 |
|
|
|
— |
|
|
|
2 |
|
|
|
2 |
|
|
|
2 |
|
|
|
— |
|
Deferred tax asset valuation allowance |
|
— |
|
|
|
(7 |
) |
|
|
(7 |
) |
|
|
(0.01 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(4 |
) |
|
|
(4 |
) |
|
|
(0.01 |
) |
Fair value changes in financial instruments |
|
(167 |
) |
|
|
(129 |
) |
|
|
(129 |
) |
|
|
(0.20 |
) |
|
|
37 |
|
|
|
30 |
|
|
|
30 |
|
|
|
0.05 |
|
Restructuring and transaction costs |
|
8 |
|
|
|
6 |
|
|
|
6 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
8 |
|
|
|
6 |
|
|
|
6 |
|
|
|
0.01 |
|
Core earnings attributable to Devon (Non-GAAP) |
$ |
906 |
|
|
$ |
696 |
|
|
$ |
683 |
|
|
$ |
1.10 |
|
|
$ |
2,935 |
|
|
$ |
2,335 |
|
|
$ |
2,298 |
|
|
$ |
3.66 |
|
2023: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Earnings attributable to Devon (GAAP) |
$ |
1,072 |
|
|
$ |
920 |
|
|
$ |
910 |
|
|
$ |
1.42 |
|
|
$ |
3,193 |
|
|
$ |
2,621 |
|
|
$ |
2,595 |
|
|
$ |
4.03 |
|
Adjustments: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Asset dispositions |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(41 |
) |
|
|
(31 |
) |
|
|
(31 |
) |
|
|
(0.05 |
) |
Asset and exploration impairments |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
3 |
|
|
|
2 |
|
|
|
2 |
|
|
|
0.01 |
|
Deferred tax asset valuation allowance |
|
— |
|
|
|
3 |
|
|
|
3 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
10 |
|
|
|
10 |
|
|
|
0.02 |
|
Fair value changes in financial instruments |
|
186 |
|
|
|
145 |
|
|
|
145 |
|
|
|
0.23 |
|
|
|
245 |
|
|
|
189 |
|
|
|
189 |
|
|
|
0.29 |
|
Core earnings attributable to Devon (Non-GAAP) |
$ |
1,258 |
|
|
$ |
1,068 |
|
|
$ |
1,058 |
|
|
$ |
1.65 |
|
|
$ |
3,400 |
|
|
$ |
2,791 |
|
|
$ |
2,765 |
|
|
$ |
4.30 |
|
38
EBITDAX and Field-Level Cash Margin
To assess the performance of our assets, we use EBITDAX and Field-Level Cash Margin. We compute EBITDAX as net earnings before income tax expense; financing costs, net; exploration expenses; DD&A; 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 our normal operations. Field-Level Cash Margin is computed as oil, gas and NGL sales less production expenses. Production expenses consist of lease operating, gathering, processing and transportation expenses, as well as production and property taxes.
We exclude financing costs from EBITDAX to assess our operating results without regard to our financing methods or capital structure. Exploration expenses and asset disposition gains and losses are excluded from EBITDAX because they generally are not indicators of operating efficiency for a given reporting period. DD&A and impairments are excluded from EBITDAX because capital expenditures are evaluated at the time capital costs are incurred. We exclude share-based compensation, valuation changes, restructuring and transaction costs, accretion on discounted liabilities and other items from EBITDAX because they are not considered a measure of asset operating performance.
We believe EBITDAX and Field-Level Cash Margin provide information useful in assessing our operating and financial performance across periods. EBITDAX and Field-Level Cash Margin as defined by Devon may not be comparable to similarly titled measures used by other companies and should be considered in conjunction with net earnings from operations.
Below are reconciliations of net earnings to EBITDAX and a further reconciliation to Field-Level Cash Margin.
|
|
Three Months Ended September 30, |
|
|
Nine Months Ended September 30, |
|
||||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||||
Net earnings (GAAP) |
|
$ |
825 |
|
|
$ |
920 |
|
|
$ |
2,289 |
|
|
$ |
2,621 |
|
Financing costs, net |
|
|
88 |
|
|
|
81 |
|
|
|
240 |
|
|
|
231 |
|
Income tax expense |
|
|
239 |
|
|
|
152 |
|
|
|
583 |
|
|
|
572 |
|
Exploration expenses |
|
|
4 |
|
|
|
3 |
|
|
|
16 |
|
|
|
16 |
|
Depreciation, depletion and amortization |
|
|
794 |
|
|
|
651 |
|
|
|
2,284 |
|
|
|
1,904 |
|
Asset dispositions |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
16 |
|
|
|
(41 |
) |
Share-based compensation |
|
|
24 |
|
|
|
22 |
|
|
|
74 |
|
|
|
70 |
|
Derivative and financial instrument non-cash valuation changes |
|
|
(166 |
) |
|
|
183 |
|
|
|
34 |
|
|
|
245 |
|
Restructuring and transaction costs |
|
|
8 |
|
|
|
— |
|
|
|
8 |
|
|
|
— |
|
Accretion on discounted liabilities and other |
|
|
37 |
|
|
|
13 |
|
|
|
64 |
|
|
|
28 |
|
EBITDAX (Non-GAAP) |
|
|
1,853 |
|
|
|
2,025 |
|
|
|
5,608 |
|
|
|
5,646 |
|
Marketing and midstream revenues and expenses, net |
|
|
17 |
|
|
|
12 |
|
|
|
48 |
|
|
|
51 |
|
Commodity derivative cash settlements |
|
|
(61 |
) |
|
|
11 |
|
|
|
(139 |
) |
|
|
(39 |
) |
General and administrative expenses, cash-based |
|
|
93 |
|
|
|
77 |
|
|
|
271 |
|
|
|
227 |
|
Field-level cash margin (Non-GAAP) |
|
$ |
1,902 |
|
|
$ |
2,125 |
|
|
$ |
5,788 |
|
|
$ |
5,885 |
|
Item 3. Quantitative and Qualitative Disclosures About Market Risk
Commodity Price Risk
As of September 30, 2024, we have commodity derivatives that pertain to a portion of our estimated production for the last three months of 2024, as well as for 2025 and 2026. The key terms to our open oil, gas and NGL derivative financial instruments are presented in Note 3 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” in this report.
The fair values of our commodity derivatives are largely determined by the forward curves of the relevant price indices. At September 30, 2024, a 10% change in the forward curves associated with our commodity derivative instruments would have changed our net positions by approximately $195 million.
Interest Rate Risk
At September 30, 2024, we had total debt of $8.9 billion. $7.9 billion of this debt was comprised of debentures and notes that have fixed interest rates which average 5.7%. We also have a $1.0 billion Term Loan which has a variable interest rate that is adjusted monthly. The interest rate on the Term Loan was 6.33% at September 30, 2024.
39
Item 4. Controls and Procedures
Disclosure Controls and Procedures
We have established disclosure controls and procedures to ensure that material information relating to Devon, including its consolidated subsidiaries, is made known to the officers who certify Devon’s financial reports and to other members of senior management and the Board of Directors.
Based on their evaluation, our principal executive and principal financial officers have concluded that our disclosure controls and procedures (as defined in Rules 13a-15(e) and 15d-15(e) under the Securities Exchange Act of 1934) were effective as of September 30, 2024 to ensure that the information required to be disclosed by Devon in the reports that it files or submits under the Securities Exchange Act of 1934 is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in the SEC rules and forms.
Changes in Internal Control Over Financial Reporting
There were no changes in our internal control over financial reporting that occurred during our most recent fiscal quarter that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting.
40
PART II. Other Information
Item 1. Legal Proceedings
We are involved in various legal proceedings incidental to our business. However, to our knowledge as of the date of this report and subject to the environmental matters noted in Part I, Item 3. Legal Proceedings of our 2023 Annual Report on Form 10-K and Part II, Item 1. Legal Proceedings of our Second Quarter 2024 Quarterly Report on Form 10-Q, as well as the discussion of the North Dakota NOV matter included in Note 15 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” of this report, there were no material pending legal proceedings to which we are a party or to which any of our property is subject. For more information on our legal contingencies, see Note 15 in “Part I. Financial Information – Item 1. Financial Statements” of this report.
Please see our 2023 Annual Report on Form 10-K and other SEC filings for additional information.
Item 1A. Risk Factors
There have been no material changes to the information included in Item 1A. “Risk Factors” in our 2023 Annual Report on Form 10-K.
Item 2. Unregistered Sales of Equity Securities and Use of Proceeds
The following table provides information regarding purchases of our common stock that were made by us during the third quarter of 2024 (shares in thousands).
Period |
|
Total Number of |
|
|
Average Price |
|
|
Total Number of Shares Purchased as Part of Publicly Announced Plans or Programs (2) |
|
|
Maximum Dollar Value of Shares that May Yet Be Purchased Under the Plans or Programs (2) |
|
||||
July 1 - July 31 |
|
|
1,927 |
|
|
$ |
46.98 |
|
|
|
1,925 |
|
|
$ |
2,162 |
|
August 1 - August 31 |
|
|
3,058 |
|
|
$ |
44.49 |
|
|
|
3,056 |
|
|
$ |
2,026 |
|
September 1 - September 30 |
|
|
1,695 |
|
|
$ |
40.64 |
|
|
|
1,694 |
|
|
$ |
1,957 |
|
Total |
|
|
6,680 |
|
|
$ |
44.23 |
|
|
|
6,675 |
|
|
|
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Item 3. Defaults Upon Senior Securities
Not applicable.
Item 4. Mine Safety Disclosures
Not applicable.
Item 5. Other Information
During the three months ended September 30, 2024, none of the Company's directors or officers (as defined in Rule 16a-1(f) of the Securities Exchange Act of 1934)
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Item 6. Exhibits
Exhibit Number |
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Description |
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2.1 |
Securities Purchase Agreement, dated July 8, 2024, by and among Grayson Mill Holdings II, LLC, Grayson Mill Holdings III, LLC, Grayson Mill Intermediate HoldCo II, LLC, Grayson Mill Intermediate HoldCo III, LLC, WPX Energy Williston, LLC and Devon Energy Corporation (incorporated by reference to Exhibit 2.1 to Registrant’s Form 8-K filed July 8, 2024; File No. 001-32318).* |
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2.2 |
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4.1 |
Indenture, dated as of August 28, 2024, by and between Devon Energy Corporation and U.S. Bank Trust Company, National Association (incorporated by reference to Exhibit 4.1 to Registrant’s Form 8-K filed August 28, 2024; File No. 001-32318). |
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4.2 |
Supplemental Indenture No. 1, dated as of August 28, 2024, by and between Devon Energy Corporation and U.S. Bank Trust Company, National Association, relating to the 5.200% Senior Notes due 2034 (incorporated by reference to Exhibit 4.2 to Registrant’s Form 8-K filed August 28, 2024; File No. 001-32318). |
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4.3 |
Supplemental Indenture No. 2, dated as of August 28, 2024, by and between Devon Energy Corporation and U.S. Bank Trust Company, National Association, relating to the 5.750% Senior Notes due 2054 (incorporated by reference to Exhibit 4.3 to Registrant’s Form 8-K filed August 28, 2024; File No. 001-32318). |
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4.4 |
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10.1 |
Delayed Draw Term Loan Credit Agreement, dated August 12, 2024, by and among Devon Energy Corporation, each lender from time to time party thereto, and Bank of America, N.A., as Administrative Agent (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to Registrant’s Form 8-K filed August 12, 2024; File No. 001-32318).* |
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31.1 |
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31.2 |
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32.1 |
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32.2 |
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101.INS |
Inline XBRL Instance Document – the XBRL Instance Document does not appear in the Interactive Data File because its XBRL tags are embedded within the Inline XBRL document. |
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101.SCH |
Inline XBRL Taxonomy Extension Schema Document. |
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101.CAL |
XBRL Taxonomy Extension Calculation Linkbase Document. |
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101.DEF |
XBRL Taxonomy Extension Definition Linkbase Document. |
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101.LAB |
XBRL Taxonomy Extension Labels Linkbase Document. |
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101.PRE |
XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase Document. |
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104 |
Cover Page Interactive Data File (formatted as Inline XBRL and contained in Exhibit 101). |
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*Certain annexes, schedules and exhibits have been omitted pursuant to Item 601(a)(5) of Regulation S-K. The Registrant undertakes to furnish supplemental copies of any of the omitted annexes, schedules and exhibits to the U.S. Securities and Exchange Commission upon its request. |
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SIGNATURES
Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned thereunto duly authorized.
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DEVON ENERGY CORPORATION |
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Date: November 6, 2024 |
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/s/ John B. Sherrer |
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John B. Sherrer |
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Vice President, Accounting and Controller |
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