10-Q

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

表格10-Q

（标记一）


☑	根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的季度报告

截至2026年3月31日的季度期间

或


☐	根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告

委员会文件编号 001-32318

戴文能源公司

（在其章程中指明的注册人的确切名称）


特拉华州		73-1567067
（国家或其他司法公司或组织）		（I.R.S.雇主识别号）

奥克拉荷马州俄克拉何马城西谢里登大道333号		73102-5015
（主要行政办公室地址）		（邮编）

登记电话，包括区号：（405）235-3611

原名称、地址及原会计年度，如较上次报告有变动：不适用

根据该法第12（b）条登记的证券：


各类名称	交易代码	注册的各交易所名称
普通股，每股面值0.10美元	DVN	纽约证券交易所

用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交1934年证券交易法第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。有☑没有☐

用复选标记表明注册人在过去12个月内（或在要求注册人提交此类文件的较短期限内）是否以电子方式提交了根据S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每个交互式数据文件。有☑没有☐

通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”、“新兴成长型公司”的定义。


大型加速披露公司	☑	加速披露公司	☐	非加速披露公司	☐
较小的报告公司	☐	新兴成长型公司	☐

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见法案第12b-2条）。是☐否☑

2026年4月22日，发行在外的普通股为6.214亿股。

戴文能源公司

表格10-Q


第一部分.财务信息
项目1。	财务报表	7
	综合综合收益表	7
	合并资产负债表	8
	合并现金流量表	9
	合并权益报表	10
	合并财务报表附注	11
	附注1 –重要会计政策摘要	11
	附注2 –收购和资产剥离	12
	附注3 –衍生金融工具	12
	附注4 –股份补偿	14
	附注5 –资产减值	15
	附注6 –所得税	15
	附注7 –每股净盈利	16
	附注8 –其他综合收益（亏损）	16
	附注9 –现金流量表的补充资料	16
	附注10 –应收账款	17
	附注11 –财产和设备	17
	附注12 –投资	17
	附注13 –债务及相关费用	18
	附注14 –租赁	19
	附注15 –资产报废义务	20
	附注16 –股东权益	20
	附注17 –承付款项和或有事项	21
	附注18 –公允价值计量	23
	附注19 –可报告分部	24
项目2。	管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析	25
	执行概览	25
	经营成果	27
	资本资源、用途和流动性	35
	关键会计估计	39
	非公认会计原则措施	40
项目3。	关于市场风险的定量和定性披露	42
项目4。	控制和程序	42

第二部分。其他信息
项目1。	法律程序	43
项目1a。	风险因素	43
项目2。	未登记出售股本证券及所得款项用途	43
项目3。	优先证券违约	43
项目4。	矿山安全披露	43
项目5。	其他信息	43
项目6。	附件	44

签名		44

定义

除非文意另有所指，否则“我们”、“我们的”、“我们的”、“德文”、“公司”和“注册人”均指戴文能源公司及其合并子公司。除单位和每股金额外，所有货币价值均以百万美元表示，除非另有说明。此外，以下是本季度报告表格10-Q中使用的某些术语的其他缩写和定义：

“ASU”是指会计准则更新。

“BBL”或“BBLS”是指桶或桶。

“BOE”是指桶油当量。天然气探明储量和产量根据天然气和石油的大致相对能量含量，以生产天然气的每个相应状态的压力和温度基础标准，按每桶石油6千立方英尺的天然气比率转换为BOE。NGL探明储量和产量与石油按照一对一的方式折算为BOE。

“BTU”是指英国的热量单位，一种热值的度量。

“CAMT”是指企业替代最低税。

“Catalyst”是指Catalyst Midstream Partners，LLC。

“CDM”是指Cotton Draw Midstream，L.L.C。

“Coterra”是指Coterra Energy Inc.

“DD & A”是指折旧、损耗和摊销费用。

“EPA”意为美国环境保护署。

“FASB”意为财务会计准则委员会。

“Fervo”意为Fervo Energy Company。

“G & A”是指一般管理费用。

“GAAP”是指美国公认会计原则。

“Grayson Mill”是指Grayson Mill Intermediate HoldCo II，LLC和Grayson Mill Intermediate HoldCo III，LLC。

“Inside FERC”指的是出版物Inside F.E.R.C.的天然气市场报告。

“LOE”是指租赁运营费用。

“MBBLS”是指千桶。

“MBOE”是指千个BOE。

“mCF”的意思是千立方英尺。

「合并」指根据合并协议的条款，Merger Sub与Coterra合并，Coterra继续作为存续公司及公司的全资附属公司。

“合并协议”指公司、合并子公司和Coterra于2026年2月1日签署的某些合并协议和计划。

“Merger Sub”指公司全资子公司Cubs Merger Sub，Inc.。

“MMBOE”是指百万桶油当量。

“MMBTU”是指百万英热单位。

“MMcF”是指百万立方英尺。

“N/M”表示意义不大。

“NCI”是指非控制性权益。

“NGL”或“NGLs”是指天然气液体。

“NOV”是指违规通知。

“NYMEX”意为纽约商业交易所。

“OBBB”意味着一项大而美的法案法案。

“欧佩克”是指石油输出国组织。

“SEC”是指美国证券交易委员会。

“高级信贷便利”是指德文的银团无担保循环信贷额度，自2023年3月24日起生效。

“SOFR”是指有担保隔夜融资利率。

“定期贷款”是指定期贷款信贷协议。

“TSR”是指股东总回报。

“美国”是指美利坚合众国。

“VIE”是指可变利益实体。

“WaterBridge”是指WaterBridge Infrastructure LLC和WBI Operating LLC。凡提及WaterBridge作为一家上市公司或其公开交易的股权，均单独提及WaterBridge Infrastructure LLC。

“WTI”意为西德克萨斯中质原油。

“/bbl”是每桶的意思。

“/d”是指每天。

“/MMBTU”是指每MMBTU。

有关前瞻性陈述的信息

这份报告包括联邦证券法含义内的“前瞻性陈述”。此类陈述包括有关战略计划、我们对未来运营的期望和目标以及其他未来事件或条件的陈述，通常通过使用“预期”、“相信”、“将”、“将”、“可能”、“继续”、“可能”、“目标”、“可能”、“打算”、“预测”、“估计”、“计划”、“预期”、“目标”、“机会”、“潜在”、“预期”、“展望”等词语和短语来识别。除历史事实陈述外，本报告中包含的所有涉及Devon预期、相信或预期将会或可能在未来发生的活动、事件或发展的陈述均为前瞻性陈述。此类声明受到许多假设、风险和不确定性的影响，其中许多超出了我们的控制范围。因此，由于若干因素，包括但不限于：

•

石油、天然气和NGL价格的波动，包括来自贸易关系和政策的变化，例如美国、中国或其他国家征收新的或增加的关税或其他贸易保护措施；

•

估算石油、天然气和NGL储量所固有的不确定性；

•

我们在获取和发现额外储量方面取得成功的程度；

•

我们运营中涉及的不确定性、成本和风险；

•

与我们的对冲活动相关的风险；

•

我们对经营我们的一些石油和天然气资产和投资的第三方的有限控制；

•

中游产能限制和生产的潜在中断，包括从限制到中游基础设施的建设；

•

对资产、材料、人员和资本的竞争，供应链中断可能加剧这种竞争，包括关税或贸易政策的其他变化；

•

监管限制、合规成本和与政府监管相关的其他风险，包括与联邦土地、环境事务、水处理和税务事项相关的风险；

•

气候变化以及与应对气候变化的监管、社会和市场努力相关的风险；

•

与我们的可持续发展举措相关的风险；

•

索赔、审计和其他影响我们业务的诉讼，包括与历史和遗留业务有关的诉讼；

•

政府干预能源市场；

•

交易对手信用风险；

•

与我们的债务有关的风险；

•

网络安全风险；

•

与人工智能和其他新兴技术相关的风险；

•

保险承保我们可能遭受的任何损失的程度；

•

与股东积极主义相关的风险；

•

我们成功完成合并、收购和资产剥离的能力；

•

我们支付股息和进行股份回购的能力；

•

与合并相关的风险，包括合并未决期间我们的经营受到限制、诉讼风险、合并协议可能被终止的风险以及我们可能无法实现合并的预期收益或成功整合两家公司的风险；和

•

本报告中讨论的任何其他风险和不确定性，我们的表格10-K的2025年年度报告以及我们向SEC提交的其他文件。

本文件中包含的前瞻性陈述仅代表截至本报告发布之日的情况，代表管理层截至本文件发布之日的当前合理预期，并受制于上述以及本报告其他部分以及我们不时向SEC提交的其他文件中所述的风险和不确定性。我们无法保证准确性

我们的前瞻性陈述，并敦促读者仔细审查和考虑本报告和我们不时向SEC提交的其他文件中所做的各种披露。随后所有可归因于Devon或代表其行事的人的书面和口头前瞻性陈述，均完全受到上述警示性陈述的明确限定。我们不承担并明确否认根据新信息、未来事件或其他情况更新或修改我们的前瞻性陈述的任何义务。

第一部分.财务信息

项目1。财务报表

德文能源公司及子公司

综合收益综合报表


	截至3月31日的三个月，
	2026			2025
	（未经审计）
石油、天然气和NGL销售	$	2,977		$	3,126
石油、天然气和NGL衍生品		(701	)		(98	)
营销和中游收入		1,531			1,424
总收入		3,807			4,452
生产费用		894			912
勘探费用		25			10
营销和中游费用		1,547			1,436
折旧、损耗和摊销		904			912
资产减值		—			254
资产处置		1			2
一般和行政费用		125			130
融资成本，净额		109			123
重组和交易成本		19			18
其他，净额		17			9
费用总额		3,641			3,806
所得税前利润		166			646
所得税费用		46			137
净收益		120			509
归属于非控股权益的净利润		—			15
归属于德文公司的净利润	$	120		$	494
每股净收益：
基本每股净收益	$	0.19		$	0.77
稀释每股净收益	$	0.19		$	0.77
综合收益：
净收益	$	120		$	509
其他综合收益，税后净额：
养老金和退休后计划		1			1
其他综合收益，税后净额		1			1
综合收益：		121			510
归属于非控制性权益的综合收益		—			15
德文综合收益	$	121		$	495

见合并财务报表附注。

德文能源公司及子公司

合并资产负债表


	2026年3月31日			2025年12月31日
	（未经审计）
物业、厂房及设备
当前资产：
现金、现金等价物和限制性现金	$	1,815		$	1,434
应收账款		2,250			1,792
存货		319			336
其他流动资产		378			444
流动资产总额		4,762			4,006
石油和天然气财产和设备，基于成功的努力核算，净		23,912			23,731
其他财产和设备，净额		1,686			1,688
财产和设备共计，净额		25,598			25,419
商誉		753			753
使用权资产		312			299
投资		715			727
其他长期资产		403			395
总资产	$	32,543		$	31,599
负债和权益
流动负债：
应付账款	$	975		$	790
应付收入和特许权使用费		1,678			1,491
短期债务		999			998
其他流动负债		1,082			807
流动负债合计		4,734			4,086
长期负债		7,387			7,391
租赁负债		206			197
资产报废义务		986			863
其他长期负债		940			907
递延所得税		2,862			2,627
股东权益：
普通股，面值0.10美元。授权10.00亿股；发行 2026年和2025年分别为6.21亿股和6.22亿股		62			62
额外实收资本		5,316			5,388
留存收益		10,171			10,200
累计其他综合损失		(121	)		(122	)
股东权益合计		15,428			15,528
总负债及权益	$	32,543		$	31,599

见合并财务报表附注。

德文能源公司及子公司

合并现金流量表


	截至3月31日的三个月，
	2026			2025
	（未经审计）
经营活动产生的现金流量：
净收益	$	120		$	509
调整净收益与经营活动产生的净现金：
折旧、损耗和摊销		904			912
资产减值		—			254
租赁减值		3			5
负债增加		4			6
商品衍生品总亏损		701			98
商品衍生品的现金结算		(57	)		(10	)
资产处置损失		1			2
递延所得税费用		234			41
股份补偿		22			30
其他		22			(22	)
资产负债变动，净额		(299	)		117
经营活动产生的现金净额		1,655			1,942
投资活动产生的现金流量：
资本支出		(839	)		(934	)
购置财产和设备		(190	)		(8	)
财产和设备的剥离		2			133
来自投资的分配		9			9
对投资和其他		(2	)		(2	)
投资活动产生的现金净额		(1,020	)		(802	)
筹资活动产生的现金流量：
回购普通股		(69	)		(301	)
普通股支付的股息		(155	)		(163	)
来自非控制性权益的贡献		—			14
向非控制性权益分派		—			(9	)
偿还融资租赁		(3	)		(274	)
股份兑换扣缴税款及其他		(27	)		(19	)
筹资活动产生的现金净额		(254	)		(752	)
现金、现金等价物和限制性现金净变动		381			388
期初现金、现金等价物和限制性现金		1,434			846
期末现金、现金等价物和受限制现金	$	1,815		$	1,234

现金、现金等价物和受限制现金的调节：
现金及现金等价物	$	1,763		$	1,198
受限制现金		52			36
现金、现金等价物和限制性现金合计	$	1,815		$	1,234

见合并财务报表附注。

德文能源公司及子公司

合并权益报表


													其他
							额外						综合
	普通股						实缴			保留			收益			财政部			非控制性			合计
	股份			金额			资本			收益			（亏损）			股票			利益			股权
	（未经审计）
截至2026年3月31日止三个月
截至2025年12月31日余额		622		$	62		$	5,388		$	10,200		$	(122	)	$	—		$	—		$	15,528
净收益		—			—			—			120			—			—			—			120
其他综合收益，税后净额		—			—			—			—			1			—			—			1
限制性股票授予，注销净额		1			—			—			—			—			—			—			—
回购的普通股		—			—			—			—			—			(94	)		—			(94	)
普通股退休		(2	)		—			(94	)		—			—			94			—			—
普通股股息		—			—			—			(149	)		—			—			—			(149	)
股份补偿		—			—			22			—			—			—			—			22
截至2026年3月31日的余额		621		$	62		$	5,316		$	10,171		$	(121	)	$	—		$	—		$	15,428
截至2025年3月31日止三个月
截至2024年12月31日的余额		651		$	65		$	6,387		$	8,166		$	(122	)	$	—		$	208		$	14,704
净收益		—			—			—			494			—			—			15			509
其他综合收益，税后净额		—			—			—			—			1			—			—			1
限制性股票授予，注销净额		2			—			—			—			—			—			—			—
回购的普通股		—			—			(3	)		—			—			(319	)		—			(322	)
普通股退休		(9	)		(1	)		(318	)		—			—			319			—			—
普通股股息		—			—			—			(154	)		—			—			—			(154	)
股份补偿		—			—			30			—			—			—			—			30
来自非控制性权益的贡献		—			—			—			—			—			—			14			14
向非控制性权益分派		—			—			—			—			—			—			(9	)		(9	)
截至2025年3月31日的余额		644		$	64		$	6,096		$	8,506		$	(121	)	$	—		$	228		$	14,773

见合并财务报表附注。

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注

（未经审计）

S 重要会计政策摘要

随附的Devon未经审计的中期财务报表和附注是根据SEC的规则和条例编制的。根据这些规则和条例，通常包含在按照美国公认会计原则编制的财务报表中的某些披露被省略。随附的未经审计的中期财务报表和附注应与Devon’s表格10-K的2025年年度报告。本报告中随附的未经审计的中期财务报表反映了管理层认为，为公平陈述Devon截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月期间的经营业绩和现金流量以及Devon截至2026年3月31日的财务状况所必需的所有调整。

可变利益实体

CDM是由Devon和QL Capital Partners，LP（“QLCP”）的关联公司组成的合资实体。Devon持有CDM的控股权，CDM的净利润和权益中不属于Devon控股权的部分在随附的综合综合收益表和综合资产负债表中作为非控制性权益单独列示。CDM被认为是德文郡的VIE。2025年8月1日，Devon以2.6亿美元完成了对CDM所有未偿非控制性权益的收购。由于此次交易，德文公司拥有CDM公司100%的股权。

收入分类

下表列出了根据商品或服务类型分列的与客户签订的合同的收入。


	截至3月31日的三个月，
	2026		2025
石油	$	2,423	$	2,414
气体		205		309
NGL		349		403
石油、天然气和NGL销售		2,977		3,126

石油		1,001		918
气体		254		272
NGL		276		234
营销和中游收入		1,531		1,424
与客户签订的合同收入总额	$	4,508	$	4,550

近期发布的会计准则尚未采纳

2024年11月，FASB发布ASU 2024-03，损益表费用分类。ASU 2024-03要求披露运营报表正面显示的费用标题中包含的特定类型的费用，以及关于销售费用的披露。这份ASU将导致从2027年年度报告和2028年开始的中期期间开始对Devon进行额外披露。

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

收购和潜水机构

待合并

2026年2月1日，Devon、Coterra和Merger Sub订立合并协议，规定平等的全股票合并。Coterra是一家石油和天然气勘探和生产公司，资产分布在德克萨斯州和新墨西哥州的特拉华盆地、宾夕法尼亚州的马塞勒斯页岩和俄克拉荷马州的阿纳达科盆地。在合并截止日，每股Coterra普通股将自动转换为获得0.70股Devon普通股的权利。合并中不会发行德文普通股的零碎股份，Coterra普通股的股东将获得现金，而不是德文普通股的零碎股份，如果有的话。合并已获得Devon和Coterra董事会的一致通过。

2026年5月4日，Devon和Coterra的股东分别在各自的特别会议上批准了合并。合并预计将于2026年5月7日完成，但须遵守其他惯例成交条件。

资产交换

2025年4月1日，Devon和BPX Energy解除了合作关系，并分割了位于德克萨斯州德威特县的Eagle Ford Blackhawk油田的种植面积，从而提高了双方的运营灵活性。交换的资产距离很近，具有相似的地质特征。该交易作为平等的非货币交换入账，因为它不会导致风险、预期未来现金流量或这些现金流量的时间发生重大变化，因此被确定为缺乏商业实质。因此，新种植面积和基础物业成本按所交换资产的历史成本入账。

或有盈余付款

Devon有权获得与2020年出售其Barnett页岩资产相关的或有盈利支付，上行参与价从2.75美元的Henry Hub天然气价格或50美元的WTI油价开始。或有付款期限自2021年1月1日开始，期限四年。Devon在2025年第一季度收到了与这笔交易相关的2000万美元或有盈利付款。

衍生金融金融工具

目标和战略

Devon就其部分石油、天然气和NGL生产签订衍生金融工具，以对收到的未来价格进行套期保值。此外，Devon还会就其部分石油、天然气和NGL营销活动定期签订衍生金融工具。这些商品衍生金融工具包括金融价格互换、基差互换和无成本价格项圈。

Devon不打算持有或发行用于投机交易目的的衍生金融工具，并选择不指定其任何衍生工具进行套期会计处理。

交易对手信用风险

通过使用衍生金融工具，德文面临信用风险。信用风险是指交易对手未能在衍生品合约条款下履约。为了减轻这种风险，对冲工具被放置在一些交易对手处，德文认为这些交易对手是可以接受的信用风险。Devon的政策是，仅与管理层认为是称职和有竞争力的做市商的投资级评级交易对手签订衍生品合同。此外，Devon的衍生品合约通常包含规定，如果Devon或其交易对手的信用评级低于某些信用评级水平，则可以提供抵押品付款。截至2026年3月31日，德文既未持有交易对手的现金抵押品，也未向交易对手提供现金抵押品。鉴于Devon当前的信用评级和基础合约的条款，Devon不需要就其未平仓衍生品头寸向其交易对手提供抵押品，我们也不会因为Devon对此类头寸的净负债金额发生任何变化而被要求提供任何此类抵押品。

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

商品衍生品

截至2026年3月31日，德文拥有以下未平仓的石油衍生品头寸。第一张表格展示了德文郡的石油衍生品，它们以当月NYMEXWTI期货价格的平均值为结算依据。第二张表展示了德文的石油衍生品，它们与表中提到的相应指数进行结算。


	三向价格领
期	成交量（桶/天）		加权平均销售楼面价格（美元/桶）		加权平均购买楼层价格（美元/桶）		加权平均天花板价格（美元/桶）
2026年第二季度至第四季度		108,698	$	49.51	$	59.59	$	71.22
2027年第一季度至第四季度		37,397	$	45.78	$	55.78	$	71.89


	石油基差掉期
期	指数	成交量（桶/天）		加权平均对WTI的影响差异（美元/桶）
2026年第二季度至第四季度	米德兰斯威特		46,000	$	1.10
2026年第二季度至第四季度	WTI/布伦特		8,625	$	(5.61	)
2026年第二季度至第四季度	NYMEXRoll		86,051	$	1.24
2027年第一季度至第四季度	麦哲伦东休斯顿		20,000	$	1.77
2027年第一季度至第四季度	米德兰斯威特		46,000	$	1.00

截至2026年3月31日，Devon持有以下未平仓天然气衍生品头寸。第一张表展示了德文郡的天然气衍生品，这些衍生品与Inside FERC本月初Henry Hub指数结算。第二张表展示了德文的天然气衍生品，这些衍生品与表中提到的相应指数进行结算。


	价格掉期				价格领
期	成交量（MMBTU/d）		加权平均价格（美元/百万英热单位）		成交量（MMBTU/d）		加权平均底价（美元/百万英热单位）		加权平均上限价格（$/MMBTU）
2026年第二季度至第四季度		247,500	$	3.80		230,000	$	3.26	$	4.90
2027年第一季度至第四季度		—	$	—		90,000	$	3.50	$	4.31


	天然气基差互换
期	指数	成交量（百万英热单位/d）		加权平均差分到亨利枢纽（美元/百万英热单位）
2026年第二季度至第四季度	休斯顿船舶航道		50,000	$	(0.29	)
2026年第二季度至第四季度	WAHA		150,000	$	(1.79	)

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

财务报表列报

所有衍生金融工具均按其当前公允价值在综合资产负债表上确认为资产或负债。根据与同一对手方的总净额结算安排，允许在付款时进行净额结算的合同相关金额在综合资产负债表中按净额报告。下表汇总了截至2026年3月31日和2025年12月31日的这些职位。


	2026年3月31日									2025年12月31日
	公允价值总额			净额			净公允价值			公允价值总额			净额			净公允价值			资产负债表分类
商品衍生品：
短期衍生资产	$	126		$	(4	)	$	122		$	199		$	(7	)	$	192		其他流动资产
长期衍生资产		4			—			4			2			—			2		其他长期资产
短期衍生负债		(526	)		4			(522	)		(8	)		7			(1	)	其他流动负债
长期衍生负债		(55	)		—			(55	)		—			—			—		其他长期负债
衍生资产总额（负债）	$	(451	)	$	—		$	(451	)	$	193		$	—		$	193

股份-基础d赔偿

下表列出了Devon随附的综合综合收益报表中包含的股份补偿费用。


	截至3月31日的三个月，
	2026		2025
G & A	$	22	$	24
重组和交易成本		—		6
合计	$	22	$	30

相关所得税优惠	$	5	$	3

根据其批准的长期激励计划，德文公司向其员工授予基于股份的奖励。下表汇总了Devon未归属的限制性股票奖励以及根据该计划授予的单位和业绩份额单位。


	限制性股票奖励和单位					业绩份额单位
	奖项/单位			加权平均授予日期公允价值		单位				加权平均授予日期公允价值
	（千，公允价值数据除外）
12/31/25未归属		4,653		$	40.79		1,293			$	58.82
已获批		1,931		$	43.48		439			$	61.73
既得		(1,468	)	$	44.54		(200	)		$	81.70
没收		(42	)	$	41.03		(117	)		$	81.70
26年3月31日未归属		5,074		$	40.73		1,415		(1)	$	54.59

(1)

最多 2.8 可根据Devon的最终股东总回报排名授予百万股普通股。

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

下表列出了与2026年授予的绩效份额单位相关的假设，如上一个汇总表所示。


	2026
授予日公允价值	$	61.73
无风险利率		3.52	%
波动因子		33.80	%
合同期限（年）		2.89

下表汇总了截至2026年3月31日与未归属的奖励和单位相关的未确认补偿成本和相关加权平均确认期间。


	限制性股票		业绩
	奖项/单位		股份单位
未确认赔偿费用	$	169	$	40
确认的加权平均期限（年）		3.0		2.3

资产减值

2025年第一季度，德文公司合理化了两项与总部相关的房地产资产，触发了持有待售资产，并记录了2.54亿美元的资产减值。这两笔交易都在2025年第一季度完成，产生的销售收益总额为1.2亿美元。

英科我税

下表列出了德文郡的所得税费用总额以及其有效所得税率与美国法定所得税率的对账。


	截至3月31日的三个月，
	2026			2025
所得税前利润	$	166		$	646

当期所得税费用（收益）	$	(188	)	$	96
递延所得税费用		234			41
所得税费用总额	$	46		$	137

美国法定所得税率		21	%		21	%
州所得税		3	%		1	%
其他		4	%		(1	%)
有效所得税率		28	%		21	%

2026年2月18日，美国国税局通过通知2026-7（“通知”）发布了额外的临时CAMT指导。除其他条款外，该通知还包括从2025年开始的新的调整后财务报表收入（“AFSI”）调整，用于国内研究成本的摊销，包括OBBB过渡规则下的加速摊销。因此，德文2026年第一季度所得税费用包括约2.18亿美元的当期税收优惠以及与该通知导致的递延所得税相关的相应递延所得税费用。

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

每股净收益

下表对计算基本和稀释每股净收益时使用的普通股股东可获得的净收益和加权平均已发行普通股进行了核对。


	截至3月31日的三个月，
	2026		2025
普通股股东可获得的净收益-基本和稀释	$	120	$	494
普通股：
平均已发行普通股-基本		616		643
潜在可发行普通股的稀释效应		2		2
平均已发行普通股-稀释		618		645
普通股股东可获得的每股净收益：
基本	$	0.19	$	0.77
摊薄	$	0.19	$	0.77

其他综合收益（亏损）

其他综合收益（亏损）构成部分包括：


	截至3月31日的三个月，
	2026			2025
养老金和退休后福利计划：
期初累积养老金和退休后福利	$	(122	)	$	(122	)
在收益中确认净精算损失和先前服务成本（1）		2			1
所得税费用		(1	)		—
累计其他综合亏损，税后净额	$	(121	)	$	(121	)

(1)

净精算损失和先前服务成本的确认包括在净定期福利成本的计算中，净定期福利成本是随附的综合全面收益报表中的其他净额的组成部分。

现金流量表补充资料


	截至3月31日的三个月，
	2026			2025
资产负债变动，净额：
应收账款	$	(462	)	$	(63	)
其他流动资产		12			(35	)
其他长期资产		(7	)		(85	)
应付账款、收入和应付特许权使用费		379			248
其他流动负债		(212	)		(57	)
其他长期负债		(9	)		109
合计	$	(299	)	$	117
补充现金流数据：
已付利息	$	152		$	160
缴纳的所得税	$	4		$	—

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

10.

应收账款

应收账款构成部分包括：


	2026年3月31日			2025年12月31日
石油、天然气和NGL销售	$	1,210		$	865
联合利息账单		281			245
营销和中游收入		754			669
其他		12			20
应收账款毛额		2,257			1,799
呆账备抵		(7	)		(7	)
应收账款净额	$	2,250		$	1,792

11.

物业和设备

下表列出了与德文郡石油和天然气以及非石油和天然气活动相关的总资本化成本。


	2026年3月31日			2025年12月31日
财产和设备：
证明	$	59,690		$	58,573
未经证实及发展中物业		1,852			1,910
石油和天然气共计		61,542			60,483
减去累计DD & A		(37,630	)		(36,752	)
石油和天然气财产和设备，净额		23,912			23,731
其他财产和设备		2,412			2,624
减去累计DD & A		(726	)		(936	)
其他财产和设备，净额		1,686			1,688
物业及设备净额	$	25,598		$	25,419

12.

投资

下表列出了合并资产负债表中显示的Devon的投资。


	%利息	账面金额
投资	2026年3月31日	2026年3月31日		2025年12月31日
WaterBridge	14%	$	267	$	268
催化剂	50%		240		247
费尔沃	15%		163		162
其他	各种		45		50
合计		$	715	$	727

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

13.

债务和再逾期费用

债务工具和余额摘要见下文。下文反映的票据、债券和定期贷款是Devon的高级无担保债务。


	2026年3月31日			2025年12月31日
2027年9月15日到期7.50%	$	73		$	73
2027年10月15日到期5.25%		390			390
2028年6月15日到期5.875%		325			325
2030年1月15日到期4.50%		585			585
2031年9月30日到期7.875%		675			675
2032年4月15日到期7.95%		366			366
2034年9月15日到期5.20%		1,250			1,250
2041年7月15日到期5.60%		1,250			1,250
2042年5月15日到期4.75%		750			750
2045年6月15日到期5.00%		750			750
2054年9月15日到期5.75%		1,000			1,000
2026年9月25日到期的定期贷款		1,000			1,000
债券及票据净溢价		21			23
发债成本		(49	)		(48	)
总债务	$	8,386		$	8,389
减去归类为短期债务的金额		999			998
长期负债合计	$	7,387		$	7,391

信贷额度

德文郡拥有30亿美元的循环高级信贷融资。2026年第一季度，德文修订了管辖高级信贷工具的信贷协议，除其他外，将到期日从2030年3月24日延长至2031年3月24日，并可选择将到期日再延长三个一年期，但须经贷款人同意。截至2026年3月31日，Devon在高级信贷融资下没有未偿还借款，在该融资下的未偿还信用证不到100万美元。高级信贷便利仅包含一项重要的财务契约。这一契约要求Devon的融资债务总额与总资本的比率，如信贷协议中所定义的，不超过65%。根据信贷协议的条款，总资本化调整以加回减值等非现金财务减记。截至2026年3月31日，德文遵守这一契约，债务资本化比率为24.9%。

定期贷款信贷协议

2024年8月，德文订立延迟提款定期贷款信贷协议（“定期贷款信贷协议”），规定本金总额不超过20亿美元的延迟提款定期贷款，包括5亿美元的364天期和15亿美元的两年期期。2024年9月27日，德文在两年期贷款（“定期贷款”）中借入了10亿美元，为完成对Grayson Mill的收购提供了部分资金。定期贷款的利率基于期限SOFR加上根据Devon的信用评级而变化的利差调整。截至2026年3月31日，定期贷款的利率为5.2%。

定期贷款信贷协议包含与高级信贷融资基本相同的财务契约。截至2026年3月31日，德文遵守这一契约，债务资本化比率为24.9%。

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

优先票据的退休

2025年9月15日，德文根据契约文件中规定的“par-call”权利，提前赎回了2025年12月到期的4.85亿美元5.85%优先票据。

净融资成本

以下时间表包括净融资成本的组成部分。


	截至3月31日的三个月，
	2026			2025
净融资成本：
基于未偿债务的利息	$	118		$	127
利息收入		(14	)		(10	)
其他		5			6
总净融资成本	$	109		$	123

14.

乐阿斯

德文公司的经营租赁使用权资产涉及与石油和天然气勘探、开发和生产相关的房地产、钻机和其他设备。截至2026年3月31日，德文公司的融资租赁使用权资产主要涉及与石油和天然气勘探、开发和生产相关的设备。在2025年第一季度，Devon通过支付2.74亿美元现金终止了约3亿美元的房地产融资租赁，并在其他方面确认了提前终止租赁的收益，净额与随附的综合综合收益表的差异有关。如需更多信息，请参阅注5。

下表列出截至2026年3月31日和2025年12月31日德文公司的使用权资产和租赁负债。


	2026年3月31日						2025年12月31日
	金融		运营中		合计		金融		运营中		合计
使用权资产	$	32	$	280	$	312	$	23	$	276	$	299
租赁负债：
流动租赁负债（1）	$	8	$	95	$	103	$	7	$	95	$	102
长期租赁负债		21		185		206		16		181		197
租赁负债总额（2）	$	29	$	280	$	309	$	23	$	276	$	299

(1)

流动租赁负债计入合并资产负债表其他流动负债 .

(2)

Devon已订立与勘探、开发和生产石油和天然气相关的某些设备租赁，这些租赁的条款截至2026年3月31日尚未开始，因此不包括在上述金额中。

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

15.

资产报废履行义务

下表列出了Devon的资产报废义务的变化。


	截至3月31日的三个月，
	2026			2025
截至期初的资产报废义务	$	906		$	807
发生的负债		11			11
已结清及剥离的负债		(11	)		(8	)
估计债务的修订和重新分类		107			55
贴现债务的增值费用		14			12
截至期末的资产报废债务		1,027			877
较少的电流部分		41			42
资产报废义务，长期	$	986		$	835

在2026年和2025年第一季度，Devon分别增加了约1.07亿美元和5500万美元的资产报废义务，这主要是由于其石油和天然气资产的当前成本估计发生了变化。

16.

斯托克霍尔Ders’Equity

股份回购

德文郡董事会已批准一项50亿美元的股票回购计划，到期日为2026年6月30日。根据合并协议的条款，德文的股份回购活动已被暂停，预计将在完成合并后继续暂停。下表提供了有关根据50亿美元股票回购计划购买德文公司普通股的信息（以千股为单位）。


	总数购买的股票		美元价值购买的股票		平均支付价格每股
50亿美元计划
2021		13,983	$	589	$	42.15
2022		11,708		718	$	61.36
2023		19,350		992	$	51.23
2024		23,944		1,044	$	43.61
2025:
第一季度		8,505		301	$	35.33
第二季度		7,866		249	$	31.78
第三季度		7,324		250	$	34.06
第四季度		7,118		250	$	35.12
2025年总计		30,813		1,050	$	34.07
2026:
第一季度		1,850		69	$	37.39
总计划		101,648	$	4,462	$	43.90

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

股息

德文支付季度股息，可以由固定股息和可变股息组成。除其他因素外，可变股息取决于季度现金流。下表汇总了德文公司分别为2026年和2025年第一季度支付的股息。


	股息		每股利率
2026:
第一季度	$	155	$	0.24
2025:
第一季度	$	163	$	0.24

非控制性权益

2025年8月1日，Devon以2.6亿美元完成了对CDM所有未偿非控制性权益的收购。由于此次交易，德文公司拥有CDM公司100%的股权。如需更多信息，请参阅注1。

17.

com mitments和意外情况

版税事项

包括德文在内的众多石油和天然气生产商及相关方在多起指控特许权使用费少付的诉讼中被点名。德文目前在多起此类诉讼中被列为被告，其中包括一些原告寻求证明类似情况原告类别的诉讼。这些诉讼中典型的指控包括：Devon使用低于市场的价格、进行不当扣除、不及时支付特许权使用费收益而不包括所需利息、使用不当计量技术以及与关联公司达成天然气购买和加工安排，导致与生产和销售的石油、天然气和NGLs相关的特许权使用费支付不足。Devon还参与政府机构诉讼和特许权使用费审计，并在日常业务过程中受到相关合同和监管控制，其中一些可能导致额外的特许权使用费索赔。截至2026年3月31日，Devon已累计与此类特许权使用费事项相关的其他流动负债约6000万美元。

环境和气候变化事项

德文郡的业务受许多联邦、州、部落和地方法律法规的约束，这些法律和法规管理向环境排放材料或与环境保护有关的其他方面。不遵守这些法律法规，可能导致行政、民事和刑事罚款和处罚的评估，以及补救费用。尽管Devon认为，它基本上遵守了适用的环境法律法规，继续遵守现有要求不会对其业务产生重大不利影响，但无法保证这种情况在未来会持续下去。

该公司此前曾分别收到来自美国环保署的NOV，指控排放并允许与我们分别在北达科他州、德克萨斯州西部和新墨西哥州的某些历史业务相关的违规行为。该公司一直在与美国环保署接洽，以解决这些问题中的每一个，德文正在就北达科他州NOV事项与美国环保署和司法部积极谈判一项同意法令草案。如果最终确定，同意令可能包括金钱制裁和完成缓解项目和实施具体禁令救济的义务。鉴于同意令草案的谈判正在进行中，且北达科他州NOV事项的最终结果存在不确定性，我们目前无法提供潜在损失的估计；但是，与解决北达科他州NOV事项或任何其他NOV事项相关的成本可能在金额上很大，可能包括罚款。

从2013年开始，路易斯安那州的各个教区对包括德文郡在内的众多石油和天然气公司提起诉讼，指控这些公司在某些领域的运营和活动违反了经修订的1978年《州和地方沿海资源管理法》，并对位于路易斯安那州沿海地区的土地和水体造成了严重的环境污染、沉降和其他环境损害。原告对Devon的索赔主要涉及几家

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

德文郡的企业前身。除其他事项外，原告寻求支付必要的费用，以清理、重新种植植被或以其他方式恢复据称受到影响的地区。尽管德文无法预测这些事情的最终结果，但德文否认了这些诉讼中的指控，并打算针对这些指控进行有力的辩护。

特拉华州已对包括德文郡在内的多家石油和天然气公司提起法律诉讼，寻求救济以减轻据称的气候变化影响。这些诉讼包括对金钱损失和禁令救济的深远索赔。尽管德文无法预测此事的最终结果，但德文否认了这场诉讼中所称的指控，并打算针对这些指控进行有力的辩护。

其他赔偿及遗赠事宜

根据与剥离的业务和资产相关的多项出售协议，Devon已就不同购买者可能因从Devon收购的业务和资产而产生的负债对其进行了赔偿。此外，前运营领域的联邦、州和其他法律可能要求前运营商（包括前运营商的公司继任者）在当前运营商可能不再能够履行适用义务的某些情况下履行或支付款项。此类义务可能包括封堵和弃井、拆除生产设施、采取其他恢复性行动或根据处置时已存在的地面协议履行要求。例如，德文郡子公司的前身实体此前出售了某些私人、州和联邦石油和天然气租约，涵盖位于美湾路易斯安那州海岸附近浅水区的物业。这些资产一般被称为东湾油田。东湾油田目前的运营商根据美国破产法第11章申请保护，无法履行与东湾油田相关的最终退役义务。东湾油田所有权链中的其他公司也已寻求破产保护，也将很可能无法履行与东湾油田相关的最终退役义务。

2025年3月，德文收到内政部、安全和环境执法局的命令，将位于东湾油田某些联邦租约上的资产（“联邦资产”）退役。因此，在2025年第一季度，德文在合并资产负债表的其他负债中记录了1.25亿美元的或有负债，反映了退役联邦资产的估计成本。该公司预计能够在Devon履行并支付这些退役义务时获得某些债券和现金安全账户下的可用资金。德文认为，这些资金可能会覆盖联邦资产估计退役成本中的大约1亿美元。因此，在2025年第一季度，德文公司在合并资产负债表的其他资产中记录了与这些资金来源相关的约1亿美元的应收账款。记录在案的退役义务和此类资金来源的剩余2500万美元差额在2025年第一季度在综合综合收益表其他净额中确认。根据适用于前任运营商的州和联邦法规，德文还可能被要求履行或资助与东湾油田相关的退役义务，超出应计金额。影响这一意外情况的因素除其他外包括：（i）正在进行的破产程序的最终结果，包括与东湾油田所包含的国家租赁资产有关的结果，（ii）与估计相关的退役联邦资产的实际成本，这些成本受到许多假设和不确定性的影响，以及（iii）Devon在退役债券和其他来源下成功获得资金的能力。

截至2026年3月31日，德文已累计约1.75亿美元与此类退役遗留事项相关的或有负债，包括与东湾油田相关的负债。

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

18.

公允价值计量

下表提供了Devon某些金融资产和负债的账面价值和公允价值计量信息。随附的综合资产负债表中包含的现金、应收账款、其他流动应收款、应付账款、其他流动应付款、应计费用和租赁负债的账面价值与2026年3月31日和2025年12月31日的公允价值（如适用）相近。因此，此类金融资产和负债未在下表中列示。


							公允价值计量采用：
	携带			总公平			1级		2级			3级
	金额			价值			输入		输入			输入
2026年3月31日资产（负债）：
现金等价物	$	1,021		$	1,021		$	1,021	$	—		$	—
商品衍生品	$	126		$	126		$	—	$	126		$	—
商品衍生品	$	(577	)	$	(577	)	$	—	$	(577	)	$	—
债务	$	(8,386	)	$	(8,292	)	$	—	$	(8,292	)	$	—
2025年12月31日资产（负债）：
现金等价物	$	764		$	764		$	764	$	—		$	—
商品衍生品	$	194		$	194		$	—	$	194		$	—
商品衍生品	$	(1	)	$	(1	)	$	—	$	(1	)	$	—
债务	$	(8,389	)	$	(8,290	)	$	—	$	(8,290	)	$	—

上表采用以下方法和假设对公允价值进行了估值。

第1级公允价值计量

现金等价物–金额主要包括货币市场投资，公允价值接近账面价值。

第2级公允价值计量

商品衍生工具–商品衍生工具的公允价值是根据远期曲线和从独立第三方获得的关于类似条款的合同的数据或从协议对手方获得的数据，使用内部贴现现金流量计算进行估计的。

债务– Devon的债务工具在一个成熟的市场中并不总是积极交易。我们债务的公允价值是根据在没有活跃交易时类似条款和期限的债务的可用利率估计的。我们的浮动利率债务是非公开的，由我们的定期贷款组成。我们的浮动利率债务的公允价值接近账面价值，因为基础SOFR每月根据现行市场利率重置。

第3级公允价值计量

德文郡在2026年3月31日或2025年12月31日没有使用第3级输入的公允价值计量。

德文能源公司及子公司

合并财务报表附注–（续）

（未经审计）

19.

可报告分部

Devon是一家领先的独立能源公司，主要从事石油、天然气和NGLs的勘探、开发和生产。出于财务报告目的，德文的石油和天然气勘探和生产活动仅集中在美国，由于这些业务的性质相似，德文将其美国运营部门汇总为一个报告部门。

德文的首席运营决策者是执行委员会，其中包括首席执行官、首席运营官和首席财务官等。为了评估其资产的表现，Devon使用了净收益。德文认为，净收益提供了有用的信息，可用于评估其跨时期的运营和财务业绩。

下表反映了Devon在以下时间段的净收益、资产和资本支出。


	截至3月31日的三个月，
	2026		2025
总收入	$	3,807	$	4,452

LOE		486		479
采集、加工&运输		191		204
生产和财产税		217		229
重大费用总额		894		912
营销和中游费用		1,547		1,436
DD & A		904		912
G & A		125		130
融资成本，净额		109		123
所得税费用		46		137
其他分部项目（1）		62		293
费用总额		3,687		3,943

净收益	$	120	$	509

总资产	$	32,543	$	30,928

资本支出，包括收购	$	999	$	972

(1)

分部净收益中包含的其他分部项目为勘探费用、资产减值、资产处置、重组和交易成本及其他，净额。

项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析

以下讨论和分析涉及我们截至2026年3月31日的三个月期间的经营业绩与以往期间相比的重大变化，以及自2025年12月31日以来我们的财务状况和流动性的重大变化。有关我们的关键会计政策和估计的信息，请参阅我们的2025年“项目7”下的10-K表格年度报告。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析。”

执行概览

我们是一家领先的独立石油和天然气勘探和生产公司，其业务集中在美国陆上。我们的业务目前集中在四个核心区域：特拉华盆地、落基山脉、伊格尔福特和阿纳达科盆地。我们的资产基础以特拉华盆地经济核心的优质种植面积和我们多样化的顶级资源开发为基础，为未来几年提供了丰富的机会清单。

2026年2月1日，我们签订了合并协议，规定与Coterra进行全股票对等合并。此次合并将创建一家领先的大型页岩运营商，其资产基础以特拉华盆地经济核心的首要地位为基础。此次合并预计将通过利用增强的规模来提高利润率、增加自由现金流并通过获取10亿美元的可持续年度协同效应来加速现金回报，从而为股东释放可观的价值。作为一家公司，我们仍然专注于通过执行我们的战略重点——适度生产增长、强调资本和运营效率、优化再投资率以最大化自由现金流、保持低杠杆、为股东带来现金回报和追求卓越运营——来建立经济价值。我们最近针对这些优先事项的业绩亮点包括2026年第一季度的以下项目：

•

石油产量总计387 MBBLs/d，交付在指导的高端。

•

截至2026年3月31日，完成了我们授权的50亿美元股票回购计划的约89%，自该计划开始以来以约45亿美元或每股43.90美元的价格购买了约1.02亿股我们的普通股。

•

以48亿美元流动性退出，其中包括18亿美元现金。

•

产生了17亿美元的运营现金流，过去12个月产生了64亿美元。

•

支付股息1.55亿美元。

•

有望提前实现我们10亿美元优化计划的100%。

•

归属于Devon的收益为1.2亿美元，合稀释后每股收益0.19美元。

•

核心收益（Non-GAAP）为6.41亿美元，合稀释后每股收益1.04美元。

我们的净利润和经营现金流高度依赖于石油、天然气和NGL价格，由于几个不同的因素，这些价格可能会波动。如下图所示，在2026年第一季度，大宗商品价格经历了加剧的波动，这主要是受到重大地缘政治事件的推动，包括中东冲突和全球石油供应中断，以及全球贸易政策和OPEC +生产决定的持续不确定性。因此，我们的净收益减少了6亿美元的商品衍生品非现金估值损失。

尽管这些事态发展造成了更高的通货膨胀率和供应链中断的潜在负面影响，但我们仍然致力于资本纪律并实现支撑我们当前计划的目标。我们的纪律严明、以回报为驱动的战略旨在通过在必要时减少活动来适应市场波动，以最大限度地产生自由现金流。我们将继续优先通过适度的资本投资和生产增长创造价值，特别是考虑到大宗商品价格波动、供应链限制以及通货膨胀和地缘政治事件带来的经济不确定性。我们的现金回报目标仍然专注于机会性股票回购、为我们的股息提供资金、在即将到期时偿还债务以及建立现金余额。为了强调我们对最大化自由现金流和为股东创造价值的承诺，我们在2025年初实施了一项业务优化计划，目标是年度税前现金流改善10亿美元。该计划包括采取行动，实现更高效的现场一级作业，改善钻井和完井成本，同时提高运营利润率并降低企业成本。我们有望在原定的2026年年底时间表之前实现全部10亿美元的目标。

经营成果

以下图表、讨论和分析旨在提供对我们的运营结果和当前财务状况的理解。为便于审查，这些数字将在考虑非控制性权益之前提交。

2026年第一季度与2025年第四季度相比

我们的2026年第一季度和2025年第四季度净收益分别为1.2亿美元和5.62亿美元。下图显示了2025年第四季度到2026年第一季度净收益的变化。材料变化将在以下页面按类别进一步讨论。

产量


	2026年第一季度		占总数的百分比			2025年第四季度		改变
石油（MBBLS/d）
特拉华盆地		225		58	%		234		-4	%
落基山脉		103		27	%		102		1	%
伊格尔·福特		43		11	%		39		10	%
阿纳达科盆地		12		3	%		12		0	%
其他		4		1	%		3	不适用
合计		387		100	%		390		-1	%


	2026年第一季度		占总数的百分比			2025年第四季度		改变
燃气（MMcF/d）
特拉华盆地		831		60	%		848		-2	%
落基山脉		230		17	%		234		-2	%
伊格尔·福特		76		6	%		56		35	%
阿纳达科盆地		235		17	%		246		-4	%
其他		1		0	%		1	不适用
合计		1,373		100	%		1,385		-1	%


	2026年第一季度		占总数的百分比			2025年第四季度		改变
NGLs（MBBLs/d）
特拉华盆地		137		63	%		146		-7	%
落基山脉		46		21	%		51		-10	%
伊格尔·福特		11		5	%		10		12	%
阿纳达科盆地		24		11	%		24		0	%
其他		—		0	%		—	不适用
合计		218		100	%		231		-6	%


	2026年第一季度		占总数的百分比			2025年第四季度		改变
合并（MBOE/d）
特拉华盆地		501		60	%		521		-4	%
落基山脉		187		23	%		192		-2	%
伊格尔·福特		66		8	%		57		14	%
阿纳达科盆地		75		9	%		77		-2	%
其他		4		0	%		4	不适用
合计		833		100	%		851		-2	%

从2025年第四季度到2026年第一季度，销量的变化导致收益减少了9400万美元。销量下降的原因是自然下降和与冬季天气相关的停机时间，主要是在特拉华盆地。

已实现价格


	2026年第一季度			实现	2025年第四季度		改变
石油（每桶）
WTI指数	$	72.10			$	59.09		22	%
已实现价格，未对冲	$	69.66		97%	$	57.19		22	%
现金结算	$	(1.72	)		$	2.47
已实现价格，有套期保值	$	67.94		94%	$	59.66		14	%


	2026年第一季度		实现	2025年第四季度		改变
天然气（每千立方英尺）
Henry Hub指数	$	5.05		$	3.55		42	%
已实现价格，未对冲	$	1.66	33%	$	1.33		25	%
现金结算	$	0.02		$	0.25
已实现价格，有套期保值	$	1.68	33%	$	1.58		6	%


	2026年第一季度		实现	2025年第四季度		改变
NGLs（每桶）
WTI指数	$	72.10		$	59.09		22	%
已实现价格，未对冲	$	17.80	25%	$	16.86		6	%
现金结算	$	—		$	0.23
已实现价格，有套期保值	$	17.80	25%	$	17.09		4	%


	2026年第一季度			2025年第四季度		改变
合并（每桶油当量）
已实现价格，未对冲	$	39.70		$	32.92		21	%
现金结算	$	(0.76	)	$	1.60
已实现价格，有套期保值	$	38.94		$	34.52		13	%

从2025年第四季度到2026年第一季度，实现的价格促成了4.93亿美元的收益增长。未对冲的已实现石油、天然气和NGL价格上涨，主要是由于WTI、Henry Hub和Mont Belvieu指数价格上涨。

我们目前分别对剩余的预计2026年石油和天然气产量进行了约30%和35%的对冲。

对冲结算


	2026年第一季度			2025年第四季度		改变
	Q
石油	$	(60	)	$	89		-167	%
天然气		3			31		-90	%
NGL		—			5	不适用
现金结算总额（1）	$	(57	)	$	125		-146	%

(1)

作为石油、天然气和NGL衍生工具的组成部分纳入综合全面收益表。

上表所列现金结算是指与以下所述工具有关的已实现收益或损失“第一部分——财务信息——第1项”中的附注3。财务报表”在本报告中。

生产费用


	2026年第一季度			2025年第四季度			改变
LOE	$	486		$	479			1	%
采集、加工&运输		191			195			-2	%
生产税		205			172			19	%
物业税		12			15			-20	%
合计	$	894		$	861			4	%
按英国央行汇率计算：
LOE	$	6.48		$	6.11			6	%
采集、加工&运输	$	2.54		$	2.49			2	%
占石油、天然气和NGL销售额的百分比：
生产税		6.9	%		6.7	%		3	%

2026年第一季度生产费用增加，主要是由于WTI、Henry Hub和Mont Belvieu指数价格上涨导致生产税增加。

场级现金保证金

下表列出了我们每个运营领域的现场现金利润率。现场层面的现金利润率的计算方法是石油、天然气和NGL的销售额减去生产费用，这不是GAAP定义的衡量标准。与可比GAAP措施的对账见本项目2中的“非GAAP措施”。上面显示的生产量、实现价格和生产费用的变化，对我们按资产划分的现场现金利润率产生了以下影响。


	2026年第一季度		$每BOE		2025年第四季度		$每BOE
场级现金利润率（Non-GAAP）
特拉华盆地	$	1,253	$	27.77	$	1,083	$	22.60
落基山脉		451	$	26.80		341	$	19.32
伊格尔·福特		238	$	40.18		177	$	33.51
阿纳达科盆地		129	$	19.18		106	$	15.02
其他		12	不适用			10	不适用
合计	$	2,083	$	27.78	$	1,717	$	21.93

DD & A


	2026年第一季度		2025年第四季度		改变
石油和天然气每桶油当量	$	11.71	$	10.85		8	%

石油和天然气	$	878	$	850		3	%
其他财产和设备		26		40		-35	%
总DD & A	$	904	$	890		2	%

DD & A在2026年第一季度有所增长，这主要是由于石油和天然气DD & A费率的增加。较高比率的最大贡献者是我们2025年的钻探和开发活动。

G & A


	2026年第一季度		2025年第四季度		改变
每BOE的G & A	$	1.67	$	1.72		-3	%

劳动和福利	$	64	$	70		-9	%
非劳动力		61		65		-6	%
合计	$	125	$	135		-7	%

其他项目


	2026年第一季度			2025年第四季度			收益变化
商品套期保值估值变动（一）	$	(644	)	$	59		$	(703	)
营销和中游业务		(16	)		(30	)		14
勘探费用		25			5			(20	)
资产处置		1			(1	)		(2	)
净融资成本		109			107			(2	)
重组和交易成本		19			—			(19	)
其他，净额		17			(12	)		(29	)
							$	(761	)

(1)

作为石油、天然气和NGL衍生工具的组成部分纳入综合全面收益表。

我们在每个报告期确认我们的石油、天然气和NGL衍生工具的公允价值变动。公允价值变动源于各期发生的新头寸和结算，以及合约价格与相关远期曲线之间的关系。如需更多信息，请参阅“第一部分——财务信息——第1项”中的附注3。财务报表”在本报告中。

在2026年第一季度，我们产生了大约1900万美元的交易成本，其中包括与合并相关的各种法律、咨询和其他咨询费用。

所得税


	2026年第一季度			2025年第四季度
当期费用（收益）	$	(188	)	$	23
递延费用		234			162
费用总额	$	46		$	185
现行税率		-114	%		3	%
递延税率		142	%		22	%
有效所得税率		28	%		25	%

关于所得税的讨论，见 “第一部分——财务信息——第1项”中的注6。财务报表”在本报告中。

2026年第一季度与2025年第一季度相比

我们2026年第一季度和2025年第一季度的净收益分别为1.2亿美元和5.09亿美元。下图显示了2025年第一季度到2026年第一季度净收益的变化。材料变化将在以下页面按类别进一步讨论。

产量


	2026年第一季度		占总数的百分比			2025年第一季度		改变
石油（MBBLS/d）
特拉华盆地		225		58	%		216		4	%
落基山脉		103		27	%		112		-8	%
伊格尔·福特		43		11	%		45		-5	%
阿纳达科盆地		12		3	%		11		5	%
其他		4		1	%		4	不适用
合计		387		100	%		388		0	%


	2026年第一季度		占总数的百分比			2025年第一季度		改变
燃气（MMcF/d）
特拉华盆地		831		60	%		744		12	%
落基山脉		230		17	%		233		-1	%
伊格尔·福特		76		6	%		117		-35	%
阿纳达科盆地		235		17	%		252		-6	%
其他		1		0	%		—	不适用
合计		1,373		100	%		1,346		2	%


	2026年第一季度		占总数的百分比			2025年第一季度		改变
NGLs（MBBLs/d）
特拉华盆地		137		63	%		118		16	%
落基山脉		46		21	%		44		3	%
伊格尔·福特		11		5	%		15		-29	%
阿纳达科盆地		24		11	%		26		-8	%
其他		—		0	%		—	不适用
合计		218		100	%		203		7	%


	2026年第一季度		占总数的百分比			2025年第一季度		改变
合并（MBOE/d）
特拉华盆地		501		60	%		458		9	%
落基山脉		187		23	%		195		-4	%
伊格尔·福特		66		8	%		79		-17	%
阿纳达科盆地		75		9	%		79		-5	%
其他		4		0	%		4	不适用
合计		833		100	%		815		2	%

从2025年第一季度到2026年第一季度，销量的变化促成了2600万美元的收益增长。产量增加主要是由于特拉华盆地的新油井活动。

已实现价格


	2026年第一季度			实现	2025年第一季度		改变
石油（每桶）
WTI指数	$	72.10			$	71.50		1	%
已实现价格，未对冲	$	69.66		97%	$	69.13		1	%
现金结算	$	(1.72	)		$	0.02
已实现价格，有套期保值	$	67.94		94%	$	69.15		-2	%


	2026年第一季度		实现	2025年第一季度			改变
天然气（每千立方英尺）
Henry Hub指数	$	5.05		$	3.65			38	%
已实现价格，未对冲	$	1.66	33%	$	2.55			-35	%
现金结算	$	0.02		$	(0.07	)
已实现价格，有套期保值	$	1.68	33%	$	2.48			-32	%


	2026年第一季度		实现	2025年第一季度			改变
NGLs（每桶）
WTI指数	$	72.10		$	71.50			1	%
已实现价格，未对冲	$	17.80	25%	$	22.03			-19	%
现金结算	$	—		$	(0.10	)
已实现价格，有套期保值	$	17.80	25%	$	21.93			-19	%


	2026年第一季度			2025年第一季度			改变
合并（每桶油当量）
已实现价格，未对冲	$	39.70		$	42.58			-7	%
现金结算	$	(0.76	)	$	(0.13	)
已实现价格，有套期保值	$	38.94		$	42.45			-8	%

从2025年第一季度到2026年第一季度，实现的价格导致了1.75亿美元的收益减少。这一下降主要是由于未对冲的已实现天然气和NGL价格下降。这一减少部分被未对冲的实际油价上涨所抵消。实现价格也受到石油对冲现金结算的负面影响。

对冲结算


	2026年第一季度			2025年第一季度			改变
石油	$	(60	)	$	—		不适用
天然气		3			(8	)		138	%
NGL		—			(2	)	不适用
现金结算总额（1）	$	(57	)	$	(10	)		-470	%

(1)

作为石油、天然气和NGL衍生工具的组成部分纳入综合全面收益表。

上表所列现金结算是指与以下所述工具有关的已实现收益或损失“第一部分——财务信息——第1项”中的附注3。财务报表”在本报告中。

生产费用


	2026年第一季度			2025年第一季度			改变
LOE	$	486		$	479			1	%
采集、加工&运输		191			204			-6	%
生产税		205			212			-3	%
物业税		12			17			-29	%
合计	$	894		$	912			-2	%
按英国央行汇率计算：
LOE	$	6.48		$	6.53			0	%
采集、加工&运输	$	2.54		$	2.78			-9	%
占石油、天然气和NGL销售额的百分比：
生产税		6.9	%		6.8	%		2	%

场级现金保证金


	2026年第一季度		$每BOE		2025年第一季度		$每BOE
场级现金利润率（Non-GAAP）
特拉华盆地	$	1,253	$	27.77	$	1,283	$	31.13
落基山脉		451	$	26.80		509	$	29.01
伊格尔·福特		238	$	40.18		270	$	37.98
阿纳达科盆地		129	$	19.18		136	$	19.13
其他		12	不适用			16	不适用
合计	$	2,083	$	27.78	$	2,214	$	30.16

DD & A和资产减值


	2026年第一季度		2025年第一季度		改变
石油和天然气每桶油当量	$	11.71	$	12.07		-3	%

石油和天然气	$	878	$	886		-1	%
其他财产和设备		26		26		0	%
总DD & A	$	904	$	912		-1	%

资产减值	$	—	$	254	不适用

2025年第一季度，德文公司合理化了两项与总部相关的房地产资产，导致资产减值总额达到2.54亿美元。见“第一部分.财务资料–项目1”中的注5。财务报表》，供进一步讨论。

G & A


	2026年第一季度		2025年第一季度		改变
每BOE的G & A	$	1.67	$	1.77		-6	%

劳动和福利	$	64	$	70		-9	%
非劳动力		61		60		2	%
合计	$	125	$	130		-4	%

其他项目


	2026年第一季度			2025年第一季度			收益变化
商品套期保值估值变动（一）	$	(644	)	$	(88	)	$	(556	)
营销和中游业务		(16	)		(12	)		(4	)
勘探费用		25			10			(15	)
资产处置		1			2			1
净融资成本		109			123			14
重组和交易成本		19			18			(1	)
其他，净额		17			9			(8	)
							$	(569	)

(1)

作为石油、天然气和NGL衍生工具的组成部分纳入综合全面收益表。

所得税


	2026年第一季度			2025年第一季度
当期费用	$	(188	)	$	96
递延费用		234			41
费用总额	$	46		$	137
现行税率		-114	%		15	%
递延税率		142	%		6	%
有效所得税率		28	%		21	%

有关所得税的信息，请参见 “第一部分——财务信息——第1项”中的注6。财务报表”在本报告中。

资本资源、用途和流动性

现金来源和用途

下表列出截至2026年3月31日及2025年3月31日止三个月的现金及现金等价物的主要变动情况。


	截至3月31日的三个月，
	2026			2025
经营现金流	$	1,655		$	1,942
资本支出		(839	)		(934	)
购置财产和设备		(190	)		(8	)
财产、设备和投资的剥离		2			133
投资活动，净额		7			7
回购普通股		(69	)		(301	)
普通股股息		(155	)		(163	)
非控制性权益活动，净额		—			5
偿还融资租赁		(3	)		(274	)
其他		(27	)		(19	)
现金、现金等价物和限制性现金净变动	$	381		$	388
期末现金、现金等价物和受限制现金	$	1,815		$	1,234

经营现金流

如上表所示，经营活动提供的现金净额继续是资本和流动性的重要来源。经营现金流为我们的资本支出提供了资金，我们继续通过利用现金流和现金余额进行股票回购和分红来向股东回报价值。

资本支出

下表中的金额反映了为资本支出支付的现金，包括为前期发生的资本支出支付的现金。


	截至3月31日的三个月，
	2026		2025
特拉华盆地	$	449	$	468
落基山脉		223		222
伊格尔·福特		116		151
阿纳达科盆地		29		45
其他		1		1
石油和天然气共计		818		887
中游		16		32
其他		5		15
资本支出总额	$	839	$	934

资本支出主要包括与我们的石油和天然气勘探和开发业务、中游业务和其他公司活动相关的金额。我们的资本投资计划是由一个有纪律的分配过程驱动的，该过程侧重于缓和我们的生产增长和最大化我们的回报。因此，我们2026年前三个月的资本支出约占我们经营现金流的51%。

购置财产和设备

在2026年的前三个月，我们完成了主要与特拉华州盆地的州和联邦土地销售相关的财产收购。

财产和设备的剥离

在2025年的前三个月，我们主要通过出售与总部相关的房地产资产获得了1.33亿美元的收益，这是我们房地产合理化举措的一部分。如需更多信息，请参阅“第一部分——财务信息——第1项”中的附注5。财务报表”在本报告中。

投资活动

在2026年和2025年的前三个月，我们分别从投资中获得了900万美元和900万美元的分配。我们在2026年和2025年的前三个月分别为我们的投资贡献了200万美元和200万美元。

股东分配和股票活动

根据董事会在2026年和2025年前三个月授权的股票回购计划，我们分别以6900万美元和3.01亿美元回购了约190万股普通股和约850万股普通股。如需更多信息，请参阅 “第一部分——财务信息——项目1”中的附注16。财务报表”在本报告中。

下表总结了我们在2026年和2025年第一季度的普通股股息。


	股息		每股利率
2026:
第一季度	$	155	$	0.24
2025:
第一季度	$	163	$	0.24

非控制性权益活动，净额

2025年8月1日，Devon以2.6亿美元完成了对CDM所有未偿非控制性权益的收购。因此，来自CDM的所有未来净收入和现金流将完全归属于Devon，并且不会再向非控股权益持有人分配或贡献。

在2025年的前三个月，我们向CDM的非控股权益分配了900万美元。在2025年的前三个月，我们从我们的非控股权益中获得了1400万美元的捐款。

偿还融资租赁

在2025年前三个月，作为我们房地产合理化举措的一部分，我们支付了2.74亿美元现金，以终止与总部相关房地产资产相关的融资租赁。如需更多信息，请参见 “第一部分——财务信息——项目1”中的附注14。财务报表”在本报告中。

流动性

勘探、开发和生产石油和天然气的业务是资本密集型的。因为石油、天然气和NGL储量是一种消耗性资源，我们和所有上游运营商一样，必须不断进行资本投资来增长甚至维持产量。通常，我们的资本投资集中在钻探和完成新井以及维持现有井的生产。在机会主义时期，我们还从其他运营商或土地所有者那里收购运营和物业，以增强我们现有的资产组合。

为了强调我们对最大化自由现金流和为股东创造价值的承诺，我们实施了一项业务优化计划，目标是每年税前现金流改善10亿美元。优化举措主要侧重于资本效率、生产优化、商业机会和企业成本降低。我们有望在原定的2026年年底时间表之前100%实现10亿美元的优化计划。

从历史上看，我们的资本资金和流动性的主要来源一直是我们的经营现金流和手头现金。此外，我们维持一个商业票据计划，由我们的循环信贷额度提供支持，可以根据需要使用该计划，以补充经营现金流和现金余额。如果需要，我们还可以发行债务和股本证券，包括通过我们向SEC提交的货架登记声明下的交易。我们估计，我们的资本来源组合将继续足以满足我们计划的资本需求，如本节所述，以及执行我们的现金回报业务模式。

Equals战略合并

2026年2月1日，Devon和Coterra签订合并协议，合并一项全股票对等合并交易，预计将于2026年5月7日完成。该战略组合有望通过利用增强的规模来提高利润率、增加自由现金流并通过获取10亿美元的可持续年度协同效应加速现金回报，从而为股东释放可观的价值。在合并之后，在获得合并后公司董事会批准的情况下，我们预计将通过每股0.315美元的计划季度股息和超过50亿美元的新股票回购授权来提高股东的现金回报。

经营现金流

决定我们计划资本投资的关键投入是我们持有的现金数量和我们预计在未来一到三年或更长时间内产生的经营现金流。在2026年第一季度末，我们持有大约18亿美元的现金。由于实际结果可能与我们的预期不同，我们的经营现金流预测对许多变量很敏感，并包含了一种不确定性的衡量标准。

商品价格–我们经营现金流最不确定和最不稳定的变量是我们生产和销售的石油、天然气和天然气液化石油气的价格。价格主要由当时的市场状况决定。地缘政治事件产生的区域和全球经济不确定性，包括中东冲突和相关的全球石油供应中断、天气、公共政策变化和其他高度可变的因素，影响着这些产品的市场状况。这些难以预测的因素造成了价格波动，超出了我们的控制范围。

为了减轻价格中固有的一些风险，我们利用各种衍生金融工具来保护我们的部分生产免受价格下行风险的影响。截至2026年3月31日，我们的石油、天然气和NGL衍生金融工具的关键条款见“第一部分——财务信息——第1项”中的附注3。财务报表”的报告。

此外，在考虑当前大宗商品价格环境和我们目前的对冲头寸时，我们预计将实现我们的资本投资优先事项。我们仍然致力于资本纪律，并专注于实现支撑我们2026年资本计划的目标。

运营费用–商品价格也可以通过对运营费用的间接影响来影响我们的运营现金流。大宗商品价格大幅下降可能导致钻探和开发活动减少。因此，对人员、服务、设备和材料的需求和成本也可能下降，随着为服务和设备支付的价格下降，对我们的现金流造成积极影响。然而，在大宗商品价格上涨的时期，反之亦然。

此外，地缘政治事件带来的经济不确定性，包括中东冲突和相关的全球石油供应中断，以及不断演变的美国贸易政策和关税行动，可能会导致通胀率上升并扰乱供应链，从而对我们的现金流产生负面影响。在我们积极努力减轻这些潜在风险影响的同时

通过从我们的运营规模中获得的运营效率，以及利用与供应商的长期关系，最终的影响仍然不确定。

信用损失–我们的经营现金流也以多种方式暴露于信用风险之下。这包括与购买我们的石油、天然气和NGL生产的客户相关的信用风险，向我们的共同权益所有者收取应收款项，以支付他们在我们运营的项目上的支出的比例份额以及我们的衍生金融合同的交易对手。我们利用各种机制来限制我们对客户、共同利益所有者和交易对手的信用风险敞口。这类机制包括，在某些条件下，要求信用证、预付款或现金抵押过账。

信贷可用性

截至2026年3月31日，我们的高级信贷安排下的可用借款能力约为30亿美元。这一信贷安排支持我们在商业票据计划下的30亿美元短期信贷。截至2026年3月31日，我们的商业票据计划下没有借款，我们遵守了高级信贷融资的财务契约。

债务评级

我们收到美国主要评级机构的债务评级。在确定我们的债务评级时，这些机构考虑了一些定性和定量的项目，包括但不限于商品定价水平、我们的流动性、资产质量、储备组合、债务水平、成本结构、计划的资产出售以及我们生产的规模和规模。我们在标准普尔金融服务公司的信用评级为BBB，前景乐观。惠誉给予我们的信用评级为BBB +，前景乐观。穆迪投资者服务公司给予我们的信用评级为Baa2，展望为正面。任何评级下调都可能导致根据某些合同安排贴出额外的信用证或现金抵押品。

如果我们的债务评级低于特定水平，我们的任何合同债务都没有“评级触发器”会加速预定到期。然而，评级下调可能会对我们的定期贷款或任何信贷融资借款的利率以及未来经济进入债务市场的能力产生不利影响。

股东的现金回报

我们致力于通过股息和股票回购向股东返还现金。我们的董事会在制定季度股息时会考虑多个因素，如果有的话，包括通过固定股息支付大约10%的经营现金流的一般目标。除了固定的季度股息，我们可能会支付可变股息或完成股票回购。任何未来股息的宣布和支付，无论是固定的还是可变的，仍将由我们的董事会全权酌情决定，并将取决于我们的财务业绩、现金需求、未来前景和董事会认为相关的其他因素。

我们的董事会已授权一项50亿美元的股票回购计划，该计划将于2026年6月30日到期。截至2026年4月，我们已经执行了45亿美元的授权计划。根据合并协议的条款，我们的股份回购活动已暂停，预计将在合并完成后继续暂停。

资本支出

我们对2026年剩余时间的资本支出预算预计将与我们目前的运营计划保持一致，不包括与合并相关的影响。我们反映合并后公司的资本支出预算将在合并完成后最终确定并传达。

税务或有事项

由于我们定期接受税务机关的审计，我们已经并将继续对我们的税务立场提出质疑。某些税务机关要求进行重大现金存款，以进一步争议和回应我们受到质疑的任何税务立场。加拿大税务局（“CRA”）提议对与我们遗留的加拿大业务相关的先前纳税年度进行几项重大调整。我们一直在与CRA接触以解决这些问题，但根据最近的沟通，我们预计CRA将对此类调整进行正式评估。我们不同意建议的调整，并打算大力抗辩任何相关评估，这可能要求我们在事项解决期间进行重大现金存款。

关键会计估计

所得税

记录的所得税金额需要对联邦、州、省和外国税收管辖区的复杂规则和条例进行解释。我们根据当期预计应纳税所得额和适用的法定税率确认当期税费。我们定期评估潜在的不确定税务状况，并在必要时估计和建立此类金额的应计费用。我们已就暂时性差异、经营亏损和其他税收结转确认了递延所得税资产和负债。我们定期评估我们的递延税项资产，并在我们认为部分或全部递延税项资产很可能无法实现的情况下，通过估值备抵减少此类资产。

2025年7月4日，OBBB签署成为法律。除了其他规定外，OBBB还包括永久恢复100%红利折旧和从2025年开始的国内研究费用支出，并允许在2026年开始的CAMT计算中扣除无形钻井成本。2026年2月18日，美国国税局通过通知2026-7发布了额外的临时CAMT指导。除其他条款外，该通知还包括从2025年开始的新的AFSI调整，用于国内研究成本的摊销，包括OBBB过渡规则下的加速摊销，其影响记录在2026年第一季度。我们将继续监测额外的OBBB指导。

此外，如果我们要经历“所有权变更”（定义见经修订的1986年《国内税收法》第382条），我们使用所有权变更前产生的净经营亏损和税收抵免的能力可能会受到限制。通常，如果一名或多名股东（每人拥有公司股票价值的5%或以上）在前三年期间的任何时候，其总所有权百分比超过这些股东所拥有股票的最低百分比的50%，就会发生“所有权变更”。根据目前可获得的信息，我们认为德文郡在2026年第一季度没有发生所有权变更。

有关我们的关键会计政策和估计的更多信息，请参阅我们的表格10-K的2025年年度报告。

非公认会计原则措施

我们使用“归属于德文的核心收益”和“归属于德文的核心每股收益”，这些都不是公认会计原则要求的，也不是按照公认会计原则列报的。这些非GAAP衡量标准不是GAAP衡量标准的替代品，不应孤立地考虑或替代我们根据GAAP报告的结果分析。归属于Devon的核心收益，以及每股金额，是指不包括某些非现金和其他项目的净收益，这些项目通常被证券分析师在其公布的对我们财务业绩的估计中排除。我们的非GAAP衡量标准通常被用作季度业绩衡量标准。排除的金额涉及资产处置、非现金资产减值（包括未证明的资产减值）、衍生金融工具的公允价值变动以及重组和交易成本。

我们认为，这些非GAAP衡量标准有助于将我们的业绩与证券分析师发布的盈利预测进行比较。我们还相信，这些非公认会计原则的衡量标准可以促进我们在不同时期的表现以及与同行的表现进行比较。

以下是Devon的核心收益和核心每股收益与可比GAAP指标的对账。


	截至3月31日的三个月，
	税前		税后		NCI后		每股摊薄
2026:
归属于Devon的收益（GAAP）	$	166	$	120	$	120	$	0.19
调整项：
资产处置		1		1		1		—
资产和勘探减值		2		2		2		0.01
金融工具公允价值变动		644		499		499		0.81
重组和交易成本		19		19		19		0.03
归属于Devon的核心收益（Non-GAAP）	$	832	$	641	$	641	$	1.04
2025:
归属于Devon的收益（GAAP）	$	646	$	509	$	494	$	0.77
调整项：
资产处置		2		1		1		—
资产和勘探减值		259		202		202		0.31
金融工具公允价值变动		88		68		68		0.11
重组和交易成本		18		14		14		0.02
归属于Devon的核心收益（Non-GAAP）	$	1,013	$	794	$	779	$	1.21

EBITDA和现场现金保证金

为了评估我们资产的表现，我们使用了EBITDA和现场层面的现金保证金。我们将EBITDA计算为扣除所得税费用前的净利润；融资成本，净额；勘探费用；DD & A；资产减值；资产处置损益；非现金股份补偿；衍生工具和金融工具的非现金估值变化；重组和交易成本；贴现负债的增加；以及与我们的正常运营无关的其他项目。现场级别的现金保证金的计算方法是石油、天然气和NGL的销售减去生产费用。生产费用包括租赁经营、收集、加工和运输费用，以及生产和财产税。

我们将融资成本从EBITDA中剔除，以评估我们的经营业绩，而不考虑我们的融资方式或资本结构。勘探费用和资产处置损益不计入EBITDA，因为它们通常不是特定报告期的运营效率指标。DD & A和减值被排除在EBITDA之外，因为资本支出是在发生资本成本时进行评估的。我们将基于股份的薪酬、估值变动、重组和交易成本、贴现负债增值等项目从EBITDA中剔除，因为它们不被视为衡量资产经营业绩的指标。

我们认为，EBITDA和现场层面的现金利润率提供了有用的信息，可用于评估我们跨时期的经营和财务业绩。德文定义的EBITDA和实地一级现金利润率可能无法与其他公司使用的类似名称的衡量标准进行比较，应结合运营净收益来考虑。

以下是净收益与EBITDA的对账，以及与领域级现金利润率的进一步对账。


	截至3月31日的三个月，
	2026		2025
净利润（GAAP）	$	120	$	509
融资成本，净额		109		123
所得税费用		46		137
勘探费用		25		10
折旧、损耗和摊销		904		912
资产减值		—		254
资产处置		1		2
股份补偿		22		24
衍生工具和金融工具非现金估值变动		644		88
重组和交易成本		19		18
贴现负债和其他		17		9
EBITDA（Non-GAAP）		1,907		2,086
营销和中游收入和费用，净额		16		12
商品衍生品现金结算		57		10
一般和行政费用，以现金为基础		103		106
场级现金利润率（Non-GAAP）	$	2,083	$	2,214

项目3。关于市场风险的定量和定性披露

商品价格风险

截至2026年3月31日，我们拥有与2026年最后九个月以及2027年估计产量有关的部分商品衍生品。我们开放式石油、天然气和NGL衍生金融工具的关键条款在“第一部分——财务信息——第1项”中的附注3。财务报表”在本报告中。

我国商品衍生品的公允价值在很大程度上由相关价格指数的远期曲线决定。在2026年3月31日，与我们的商品衍生工具相关的远期曲线发生10%的变化，将使我们的净头寸发生大约3亿美元的变化。

利率风险

截至2026年3月31日，我们的债务总额为84亿美元。在这些债务中，74亿美元由平均为5.7%的固定利率的债券和票据组成。我们还有一笔10亿美元的定期贷款，其浮动利率每月调整一次。于2026年3月31日，定期贷款的利率为5.2%。

项目4。控制和程序

披露控制和程序

我们建立了披露控制和程序，以确保将与Devon相关的重要信息，包括其合并子公司，告知认证Devon财务报告的高级管理人员以及其他高级管理层成员和董事会。

根据他们的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序（根据1934年《证券交易法》规则13a-15（e）和15d-15（e）定义）自2026年3月31日起生效，以确保Devon在其根据1934年《证券交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息在SEC规则和表格规定的时间段内记录、处理、汇总和报告。

财务报告内部控制的变化

2026年1月1日，Devon完成了升级的企业资源规划软件的实施。由于这一实施，我们对业务流程和信息系统进行了相应的更改，必要时更新了适用的财务报告内部控制。

除上述情况外，在我们最近一个财政季度期间，我们对财务报告的内部控制没有发生任何对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的其他变化。

第二部分。其他信息

项目1。法律程序

我们参与了与我们的业务有关的各种法律诉讼。然而，据我们截至本报告之日所知，并受第一部分第3项所述环境事项的约束。我们的法律程序表格10-K的2025年年度报告，并无任何我们作为一方或我们的任何财产受制于的重大未决法律程序。有关我们的法律突发事件的更多信息，请参阅 “第一部分——财务信息——项目1”中的附注17。财务报表”的报告。

德文郡已选择使用100万美元的门槛来披露当政府当局是一方时根据联邦、州或地方环境法产生的某些程序。德文认为，这一门槛下的诉讼对德文的业务、财务状况和经营业绩并不重要。

请看我们的 2025年年度报告10-K表格和其他SEC文件以获取更多信息。

项目1a。风险因素

项目1a所列信息没有重大变化。“风险因素”在我们的表格10-K的2025年年度报告。

项目2。未登记出售股本证券及所得款项用途

下表提供了有关我们在2026年第一季度购买我们普通股的信息（以千股为单位）。


期	总数购买的股票（1）		平均价格每股支付		作为公开宣布的计划或计划的一部分而购买的股份总数（2）		根据计划或计划可能尚未购买的股票的最高美元价值（2）
1月1日-1月31日		1,851	$	37.39		1,850	$	538
2月1日-2月28日		577	$	43.48		—	$	538
3月1日-3月31日		2	$	43.76		—	$	538
合计		2,430	$	38.84		1,850

(1)

除了根据下文所述的股份回购计划购买的股份外，这些金额还包括我们从员工那里收到的约60万股股份，用于支付归属交易的个人所得税预扣税。

(2)

2021年11月2日，我们宣布了一项10亿美元的股票回购计划，该计划将于2022年12月31日到期。通过随后的批准，包括最近一次是在2024年7月，德文董事会将股票回购计划授权扩大至50亿美元，到期日为2026年6月30日。在2026年第一季度，根据这一股票回购计划，我们以6900万美元，即每股37.39美元的价格回购了190万股普通股。如需更多信息，请参阅附注16在“第一部分——财务信息——第1项。财务报表”在本报告中。

项目3。优先证券违约

不适用。

项目4。矿山安全披露

不适用。

项目5。其他信息

截至2026年3月31日止三个月，公司董事或高级职员（定义见1934年《证券交易法》第16a-1（f）条）均未采纳、终止或修改规则10b5-1交易安排或非规则10b5-1交易安排（定义见S-K条例第408项）。

项目6。展品


附件数		说明

2.1	合并协议和计划，日期为2026年2月1日，由戴文能源公司、Cubs Merger Sub，Inc.和Coterra Energy Inc.签署并在他们之间签署（通过参考2026年2月2日提交的8-K表格上的注册人当前报告；文件编号001-32318）。

10.1	经修订和重述的信贷协议的第一修正案，日期为2026年3月24日，由作为借款人的戴文能源公司、作为其一方的贷方和信用证签发机构以及作为行政代理人的美国银行（Bank of America，N.A.）之间进行（通过参考2026年3月24日提交的注册人当前表格8-K报告的附件 10.1；文件编号001-32318）。

31.1	根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席执行官进行认证。

31.2	根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席财务官进行认证。

32.1	根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条对首席执行官进行认证。

32.2	根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条对首席财务官进行认证。

101.INS	内联XBRL实例文档– XBRL实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入到内联XBRL文档中。

101.SCH	内嵌XBRL分类法扩展架构，内嵌linkbase文档。

104	封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中）。

签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告并获得正式授权。


				戴文能源公司

日期：2026年5月6日				/s/John B. Sherrer
				约翰·B·谢勒
				副总裁，会计和财务总监