Delaware | 001-08246 | 71-0205415 | ||||||||||||
(State or other jurisdiction of incorporation) | (Commission File Number) | (IRS Employer Identification No.) |
Title of each class | Trading Symbol(s) | Name of each exchange on which registered | ||||||||||||
Common Stock, Par Value $0.01 | SWN | New York Stock Exchange |
99.1 | ||||||||
104 | Cover Page Interactive Data File (embedded within the Inline XBRL document) | |||||||
SOUTHWESTERN ENERGY COMPANY | ||||||||||||||
Dated: August 3, 2023 |
By: | /s/ CARL F. GIESLER, JR. | ||||||||||||
Name: | Carl F. Giesler, Jr. | |||||||||||||
Title: | Executive Vice President and Chief Financial Officer | |||||||||||||
For the three months ended | For the six months ended | ||||||||||||||||||||||
June 30, | June 30, | ||||||||||||||||||||||
(in millions) | 2023 | 2022 | 2023 | 2022 | |||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | 231 | $ | 1,173 | $ | 2,170 | $ | (1,502) | |||||||||||||||
Adjusted net income (non-GAAP) | $ | 95 | $ | 368 | $ | 441 | $ | 815 | |||||||||||||||
Diluted earnings (loss) per share | $ | 0.21 | $ | 1.05 | $ | 1.97 | $ | (1.35) | |||||||||||||||
Adjusted diluted earnings per share (non-GAAP) | $ | 0.09 | $ | 0.33 | $ | 0.40 | $ | 0.73 | |||||||||||||||
Adjusted EBITDA (non-GAAP) | $ | 484 | $ | 822 | $ | 1,283 | $ | 1,727 | |||||||||||||||
Net cash provided by operating activities | $ | 425 | $ | 427 | $ | 1,562 | $ | 1,399 | |||||||||||||||
Net cash flow (non-GAAP) | $ | 453 | $ | 754 | $ | 1,217 | $ | 1,615 | |||||||||||||||
Total capital investments (1) |
$ | 595 | $ | 585 | $ | 1,260 | $ | 1,129 | |||||||||||||||
Free cash flow (deficit) (non-GAAP) | $ | (142) | $ | 169 | $ | (43) | $ | 486 |
Realized Prices | For the three months ended June 30, | For the six months ended June 30, | ||||||||||||||||||||||||
(includes transportation costs) | ||||||||||||||||||||||||||
2023 | 2022 | 2023 | 2022 | |||||||||||||||||||||||
Natural Gas Price: | ||||||||||||||||||||||||||
NYMEX Henry Hub price ($/MMBtu) (1) |
$ | 2.10 | $ | 7.17 | $ | 2.76 | $ | 6.06 | ||||||||||||||||||
Discount to NYMEX (2) |
(0.63) | (0.69) | (0.43) | (0.56) | ||||||||||||||||||||||
Average realized gas price, excluding derivatives ($/Mcf) |
$ | 1.47 | $ | 6.48 | $ | 2.33 | $ | 5.50 | ||||||||||||||||||
Gain (loss) on settled financial basis derivatives ($/Mcf) |
(0.02) | 0.06 | (0.05) | 0.04 | ||||||||||||||||||||||
Gain (loss) on settled commodity derivatives ($/Mcf) |
0.57 | (3.86) | 0.17 | (2.70) | ||||||||||||||||||||||
Average realized gas price, including derivatives ($/Mcf) |
$ | 2.02 | $ | 2.68 | $ | 2.45 | $ | 2.84 | ||||||||||||||||||
Oil Price: | ||||||||||||||||||||||||||
WTI oil price ($/Bbl) (3) |
$ | 73.78 | $ | 108.41 | $ | 74.96 | $ | 101.35 | ||||||||||||||||||
Discount to WTI (4) |
(10.58) | (8.12) | (10.41) | (7.81) | ||||||||||||||||||||||
Average realized oil price, excluding derivatives ($/Bbl) |
$ | 63.20 | $ | 100.29 | $ | 64.55 | $ | 93.54 | ||||||||||||||||||
Average realized oil price, including derivatives ($/Bbl) |
$ | 56.82 | $ | 56.94 | $ | 57.49 | $ | 53.73 | ||||||||||||||||||
NGL Price: | ||||||||||||||||||||||||||
Average realized NGL price, excluding derivatives ($/Bbl) |
$ | 18.63 | $ | 40.07 | $ | 21.51 | $ | 39.72 | ||||||||||||||||||
Average realized NGL price, including derivatives ($/Bbl) |
$ | 20.85 | $ | 29.23 | $ | 22.71 | $ | 28.22 | ||||||||||||||||||
Percentage of WTI, excluding derivatives | 25 | % | 37 | % | 29 | % | 39 | % | ||||||||||||||||||
Total Weighted Average Realized Price: | ||||||||||||||||||||||||||
Excluding derivatives ($/Mcfe) |
$ | 1.84 | $ | 6.69 | $ | 2.65 | $ | 5.80 | ||||||||||||||||||
Including derivatives ($/Mcfe) |
$ | 2.33 | $ | 3.04 | $ | 2.75 | $ | 3.14 |
For the three months ended | For the six months ended | ||||||||||||||||||||||
June 30, | June 30, | ||||||||||||||||||||||
2023 | 2022 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||
Production | |||||||||||||||||||||||
Natural gas production (Bcf) |
365 | 383 | 718 | 759 | |||||||||||||||||||
Oil production (MBbls) |
1,441 | 1,363 | 2,859 | 2,633 | |||||||||||||||||||
NGL production (MBbls) |
8,247 | 7,738 | 16,487 | 14,657 | |||||||||||||||||||
Total production (Bcfe) |
423 | 438 | 834 | 863 | |||||||||||||||||||
Average unit costs per Mcfe | |||||||||||||||||||||||
Lease operating expenses (1) |
$ | 1.00 | $ | 0.97 | $ | 1.03 | $ | 0.96 | |||||||||||||||
General & administrative expenses (2) |
$ | 0.09 | $ | 0.07 | $ | 0.09 | $ | 0.08 | |||||||||||||||
Taxes, other than income taxes | $ | 0.14 | $ | 0.15 | $ | 0.15 | $ | 0.14 | |||||||||||||||
Full cost pool amortization | $ | 0.77 | $ | 0.65 | $ | 0.76 | $ | 0.64 |
E&P Division Results | For the three months ended June 30, 2023 | For the six months ended June 30, 2023 | |||||||||||||||||||||
Appalachia | Haynesville | Appalachia | Haynesville | ||||||||||||||||||||
Natural gas production (Bcf) |
199 | 166 | 392 | 326 | |||||||||||||||||||
Liquids production | |||||||||||||||||||||||
Oil (MBbls) |
1,434 | 7 | 2,843 | 15 | |||||||||||||||||||
NGL (MBbls) |
8,240 | 5 | 16,480 | 5 | |||||||||||||||||||
Production (Bcfe) |
257 | 166 | 508 | 326 | |||||||||||||||||||
Capital investments (in millions) |
|||||||||||||||||||||||
Drilling and completions, including workovers | $ | 219 | $ | 292 | $ | 438 | $ | 651 | |||||||||||||||
Land acquisition and other | 27 | 1 | 53 | 3 | |||||||||||||||||||
Capitalized interest and expense | 29 | 19 | 60 | 39 | |||||||||||||||||||
Total capital investments | $ | 275 | $ | 312 | $ | 551 | $ | 693 | |||||||||||||||
Gross operated well activity summary | |||||||||||||||||||||||
Drilled | 20 | 18 | 39 | 30 | |||||||||||||||||||
Completed | 28 | 18 | 43 | 39 | |||||||||||||||||||
Wells to sales | 28 | 22 | 41 | 45 | |||||||||||||||||||
Total weighted average realized price per Mcfe, excluding derivatives | $ | 1.83 | $ | 1.86 | $ | 2.75 | $ | 2.50 |
Wells to sales summary | For the three months ended June 30, 2023 | |||||||||||||
Gross wells to sales | Average lateral length | |||||||||||||
Appalachia | ||||||||||||||
Super Rich Marcellus | 11 | 15,445 | ||||||||||||
Rich Marcellus | 8 | 16,822 | ||||||||||||
Dry Gas Utica (1) |
3 | 19,740 | ||||||||||||
Dry Gas Marcellus | 6 | 20,136 | ||||||||||||
Haynesville | 22 | 8,527 | ||||||||||||
Total | 50 |
PRODUCTION | 3rd Quarter | Total Year | ||||||
Gas production (Bcf) |
360 – 380 |
1,425 – 1,465 |
||||||
Liquids (% of production) |
~13.5% | 13.5 – 14.0% | ||||||
Total (Bcfe) |
419 – 439 | 1,650 – 1,705 | ||||||
CAPITAL BY DIVISION (in millions) |
|||||
Appalachia | ~45% | ||||
Haynesville | ~55% | ||||
Total D&C capital (includes land) | $1,750 – $2,020 | ||||
Other | $50 – $70 | ||||
Capitalized interest and expense | $200 – $210 | ||||
Total capital investments | $2,000 – $2,300 |
PRICING | ||||||||
Natural gas discount to NYMEX including transportation (1) |
$0.75 – $0.87 per Mcf | $0.55 – $0.70 per Mcf | ||||||
Oil discount to West Texas Intermediate (WTI) including transportation | $12.50 – $14.50 per Bbl | $12.00 – $15.00 per Bbl | ||||||
Natural gas liquids realization as a % of WTI including transportation (2) |
20% – 28% | 27% – 35% |
EXPENSES | |||||
Lease operating expenses | $1.05 – $1.11 per Mcfe | ||||
General & administrative expense | $0.08 – $0.12 per Mcfe | ||||
Taxes, other than income taxes | $0.16 – $0.20 per Mcfe | ||||
Income tax rate (~100% deferred) | 23.0 | % |
GROSS OPERATED WELL COUNT (3) |
Drilled | Completed | Wells To Sales | Ending DUC Inventory | ||||||||||
Appalachia | 53 – 57 | 59 – 63 | 62 – 66 | 13 – 17 | ||||||||||
Haynesville | 52 – 56 | 55 – 59 | 61 – 65 | 17 – 21 | ||||||||||
Total Well Count |
105 – 113 | 114 – 122 | 123 – 131 | 30 – 38 |
SOUTHWESTERN ENERGY COMPANY AND SUBSIDIARIES | ||||||||||||||||||||||||||
CONSOLIDATED STATEMENTS OF OPERATIONS | ||||||||||||||||||||||||||
(Unaudited) | ||||||||||||||||||||||||||
For the three months ended | For the six months ended | |||||||||||||||||||||||||
June 30, | June 30, | |||||||||||||||||||||||||
(in millions, except share/per share amounts) | 2023 | 2022 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||||
Operating Revenues: | ||||||||||||||||||||||||||
Gas sales | $ | 551 | $ | 2,485 | $ | 1,696 | $ | 4,177 | ||||||||||||||||||
Oil sales | 92 | 138 | 187 | 249 | ||||||||||||||||||||||
NGL sales | 153 | 310 | 354 | 582 | ||||||||||||||||||||||
Marketing | 475 | 1,207 | 1,154 | 2,073 | ||||||||||||||||||||||
Other | (2) | (2) | (4) | — | ||||||||||||||||||||||
1,269 | 4,138 | 3,387 | 7,081 | |||||||||||||||||||||||
Operating Costs and Expenses: | ||||||||||||||||||||||||||
Marketing purchases | 481 | 1,215 | 1,148 | 2,077 | ||||||||||||||||||||||
Operating expenses | 418 | 402 | 836 | 783 | ||||||||||||||||||||||
General and administrative expenses | 41 | 35 | 87 | 79 | ||||||||||||||||||||||
Merger-related expenses | — | 2 | — | 27 | ||||||||||||||||||||||
Depreciation, depletion and amortization | 328 | 288 | 641 | 563 | ||||||||||||||||||||||
Taxes, other than income taxes | 58 | 65 | 126 | 122 | ||||||||||||||||||||||
1,326 | 2,007 | 2,838 | 3,651 | |||||||||||||||||||||||
Operating Income (Loss) | (57) | 2,131 | 549 | 3,430 | ||||||||||||||||||||||
Interest Expense: | ||||||||||||||||||||||||||
Interest on debt | 60 | 73 | 123 | 141 | ||||||||||||||||||||||
Other interest charges | 3 | 4 | 6 | 7 | ||||||||||||||||||||||
Interest capitalized | (29) | (29) | (59) | (59) | ||||||||||||||||||||||
34 | 48 | 70 | 89 | |||||||||||||||||||||||
Gain (Loss) on Derivatives | 317 | (879) | 1,718 | (4,806) | ||||||||||||||||||||||
Loss on Early Extinguishment of Debt | — | (4) | (19) | (6) | ||||||||||||||||||||||
Other Loss, Net | — | (1) | (1) | (1) | ||||||||||||||||||||||
Income (Loss) Before Income Taxes | 226 | 1,199 | 2,177 | (1,472) | ||||||||||||||||||||||
Provision (Benefit) for Income Taxes | ||||||||||||||||||||||||||
Current | — | 26 | — | 30 | ||||||||||||||||||||||
Deferred | (5) | — | 7 | — | ||||||||||||||||||||||
(5) | 26 | 7 | 30 | |||||||||||||||||||||||
Net Income (Loss) | $ | 231 | $ | 1,173 | $ | 2,170 | $ | (1,502) | ||||||||||||||||||
Earnings (Loss) Per Common Share | ||||||||||||||||||||||||||
Basic | $ | 0.21 | $ | 1.05 | $ | 1.97 | $ | (1.35) | ||||||||||||||||||
Diluted | $ | 0.21 | $ | 1.05 | $ | 1.97 | $ | (1.35) | ||||||||||||||||||
Weighted Average Common Shares Outstanding: | ||||||||||||||||||||||||||
Basic | 1,101,167,082 | 1,116,175,758 | 1,100,725,127 | 1,115,456,855 | ||||||||||||||||||||||
Diluted | 1,102,724,782 | 1,118,244,778 | 1,102,487,313 | 1,115,456,855 |
SOUTHWESTERN ENERGY COMPANY AND SUBSIDIARIES | ||||||||||||||
CONSOLIDATED BALANCE SHEETS | ||||||||||||||
(Unaudited) | ||||||||||||||
June 30, 2023 | December 31, 2022 | |||||||||||||
ASSETS | (in millions) | |||||||||||||
Current assets: | ||||||||||||||
Cash and cash equivalents | $ | 25 | $ | 50 | ||||||||||
Accounts receivable, net | 598 | 1,401 | ||||||||||||
Derivative assets | 423 | 145 | ||||||||||||
Other current assets | 74 | 68 | ||||||||||||
Total current assets | 1,120 | 1,664 | ||||||||||||
Natural gas and oil properties, using the full cost method | 36,899 | 35,763 | ||||||||||||
Other | 545 | 527 | ||||||||||||
Less: Accumulated depreciation, depletion and amortization | (26,039) | (25,387) | ||||||||||||
Total property and equipment, net | 11,405 | 10,903 | ||||||||||||
Operating lease assets | 168 | 177 | ||||||||||||
Long-term derivative assets | 205 | 72 | ||||||||||||
Other long-term assets | 103 | 110 | ||||||||||||
Total long-term assets | 476 | 359 | ||||||||||||
TOTAL ASSETS | $ | 13,001 | $ | 12,926 | ||||||||||
LIABILITIES AND EQUITY | ||||||||||||||
Current liabilities: | ||||||||||||||
Accounts payable | $ | 1,381 | $ | 1,835 | ||||||||||
Taxes payable | 116 | 136 | ||||||||||||
Interest payable | 77 | 86 | ||||||||||||
Derivative liabilities | 270 | 1,317 | ||||||||||||
Current operating lease liabilities | 44 | 42 | ||||||||||||
Other current liabilities | 22 | 65 | ||||||||||||
Total current liabilities | 1,910 | 3,481 | ||||||||||||
Long-term debt | 4,036 | 4,392 | ||||||||||||
Long-term operating lease liabilities | 121 | 133 | ||||||||||||
Long-term derivative liabilities | 205 | 378 | ||||||||||||
Other long-term liabilities | 240 | 218 | ||||||||||||
Total long-term liabilities | 4,602 | 5,121 | ||||||||||||
Commitments and contingencies | ||||||||||||||
Equity: | ||||||||||||||
Common stock, $0.01 par value; 2,500,000,000 shares authorized; issued 1,163,077,745 shares as of June 30, 2023 and 1,161,545,588 shares as of December 31, 2022 | 12 | 12 | ||||||||||||
Additional paid-in capital | 7,182 | 7,172 | ||||||||||||
Accumulated deficit | (369) | (2,539) | ||||||||||||
Accumulated other comprehensive income (loss) | (9) | 6 | ||||||||||||
Common stock in treasury, 61,614,693 shares as of June 30, 2023 and December 31, 2022 | (327) | (327) | ||||||||||||
Total equity | 6,489 | 4,324 | ||||||||||||
TOTAL LIABILITIES AND EQUITY | $ | 13,001 | $ | 12,926 |
SOUTHWESTERN ENERGY COMPANY AND SUBSIDIARIES | ||||||||||||||
CONDENSED CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS | ||||||||||||||
(Unaudited) | ||||||||||||||
For the six months ended | ||||||||||||||
June 30, | ||||||||||||||
(in millions) | 2023 | 2022 | ||||||||||||
Cash Flows From Operating Activities: | ||||||||||||||
Net income (loss) | $ | 2,170 | $ | (1,502) | ||||||||||
Adjustments to reconcile net income (loss) to net cash provided by operating activities: | ||||||||||||||
Depreciation, depletion and amortization | 641 | 563 | ||||||||||||
Amortization of debt issuance costs | 4 | 6 | ||||||||||||
Deferred income taxes | 7 | — | ||||||||||||
(Gain) loss on derivatives, unsettled | (1,631) | 2,510 | ||||||||||||
Stock-based compensation | 5 | 3 | ||||||||||||
Loss on early extinguishment of debt | 19 | 6 | ||||||||||||
Other | 2 | 2 | ||||||||||||
Change in assets and liabilities: | ||||||||||||||
Accounts receivable | 803 | (621) | ||||||||||||
Accounts payable | (363) | 433 | ||||||||||||
Taxes payable | (20) | 4 | ||||||||||||
Interest payable | (5) | 7 | ||||||||||||
Inventories | (25) | (5) | ||||||||||||
Other assets and liabilities | (45) | (7) | ||||||||||||
Net cash provided by operating activities | 1,562 | 1,399 | ||||||||||||
Cash Flows From Investing Activities: | ||||||||||||||
Capital investments | (1,286) | (1,050) | ||||||||||||
Proceeds from sale of property and equipment | 123 | 1 | ||||||||||||
Net cash used in investing activities | (1,163) | (1,049) | ||||||||||||
Cash Flows From Financing Activities: | ||||||||||||||
Payments on current portion of long-term debt | — | (204) | ||||||||||||
Payments on long-term debt | (437) | (71) | ||||||||||||
Payments on revolving credit facility | (1,946) | (5,564) | ||||||||||||
Borrowings under revolving credit facility | 2,006 | 5,510 | ||||||||||||
Change in bank drafts outstanding | (43) | 29 | ||||||||||||
Proceeds from exercise of common stock options | — | 7 | ||||||||||||
Purchase of treasury stock | — | (20) | ||||||||||||
Debt issuance/amendment costs | — | (11) | ||||||||||||
Cash paid for tax withholding | (4) | (4) | ||||||||||||
Net cash used in financing activities | (424) | (328) | ||||||||||||
Increase (decrease) in cash and cash equivalents | (25) | 22 | ||||||||||||
Cash and cash equivalents at beginning of year | 50 | 28 | ||||||||||||
Cash and cash equivalents at end of period | $ | 25 | $ | 50 |
Weighted Average Price per MMBtu | |||||||||||||||||||||||||||||
Purchased | |||||||||||||||||||||||||||||
Volume (Bcf) | Swaps | Sold Puts | Puts | Sold Calls | |||||||||||||||||||||||||
Natural gas | |||||||||||||||||||||||||||||
2023 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 348 | $ | 3.25 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
Two-way costless collars | 78 | — | — | 2.83 | 3.21 | ||||||||||||||||||||||||
Three-way costless collars | 95 | — | 2.08 | 2.50 | 2.91 | ||||||||||||||||||||||||
Total | 521 | ||||||||||||||||||||||||||||
2024 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 528 | $ | 3.54 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
Two-way costless collars | 44 | — | — | 3.07 | 3.53 | ||||||||||||||||||||||||
Three-way costless collars | 11 | — | 2.25 | 2.80 | 3.54 | ||||||||||||||||||||||||
Total | 583 | ||||||||||||||||||||||||||||
2025 | |||||||||||||||||||||||||||||
Two-way costless collars | 73 | $ | — | $ | — | $ | 3.50 | $ | 5.40 | ||||||||||||||||||||
Three-way costless collars | 106 | — | 2.50 | 3.75 | 5.69 | ||||||||||||||||||||||||
Total | 179 |
Natural gas financial basis positions | Volume | Basis Differential | ||||||||||||
(Bcf) | ($/MMBtu) | |||||||||||||
Q3 2023 | ||||||||||||||
Dominion South | 34 | $ | (0.75) | |||||||||||
TCO | 22 | $ | (0.62) | |||||||||||
TETCO M3 | 16 | $ | (0.66) | |||||||||||
Trunkline Zone 1A | 3 | $ | (0.29) | |||||||||||
Total | 75 | $ | (0.67) | |||||||||||
Q4 2023 | ||||||||||||||
Dominion South | 33 | $ | (0.75) | |||||||||||
TCO | 20 | $ | (0.61) | |||||||||||
TETCO M3 | 15 | $ | (0.18) | |||||||||||
Trunkline Zone 1A | 3 | $ | (0.29) | |||||||||||
Total | 71 | $ | (0.57) | |||||||||||
2024 | ||||||||||||||
Dominion South | 46 | $ | (0.71) | |||||||||||
2025 | ||||||||||||||
Dominion South | 9 | $ | (0.64) | |||||||||||
Call Options – Natural Gas (Net) | Volume | Weighted Average Strike Price | ||||||||||||
(Bcf) | ($/MMBtu) | |||||||||||||
2023 | 25 | $ | 2.96 | |||||||||||
2024 | 82 | $ | 6.56 | |||||||||||
2025 | 73 | $ | 7.00 | |||||||||||
2026 | 73 | $ | 7.00 | |||||||||||
Total | 253 |
Weighted Average Price per Bbl | |||||||||||||||||||||||||||||
Volume | Purchased | ||||||||||||||||||||||||||||
(MBbls) | Swaps | Sold Puts | Puts | Sold Calls | |||||||||||||||||||||||||
Oil | |||||||||||||||||||||||||||||
2023 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 1,466 | $ | 67.34 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
Two-way costless collars | 294 | — | — | 70.00 | 80.58 | ||||||||||||||||||||||||
Three-way costless collars | 582 | — | 34.36 | 46.05 | 55.96 | ||||||||||||||||||||||||
Total | 2,342 | ||||||||||||||||||||||||||||
2024 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 1,571 | $ | 71.06 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
Two-way costless collars | 146 | — | — | 70.00 | 78.25 | ||||||||||||||||||||||||
Total | 1,717 | ||||||||||||||||||||||||||||
2025 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 41 | $ | 77.66 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
Ethane | |||||||||||||||||||||||||||||
2023 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 4,499 | $ | 11.01 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
2024 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 1,305 | $ | 10.81 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
Propane | |||||||||||||||||||||||||||||
2023 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 3,601 | $ | 32.19 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
2024 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 1,460 | $ | 33.29 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
Normal Butane | |||||||||||||||||||||||||||||
2023 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 396 | $ | 40.96 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
2024 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 329 | $ | 40.74 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
Natural Gasoline | |||||||||||||||||||||||||||||
2023 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 342 | $ | 63.74 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||
2024 | |||||||||||||||||||||||||||||
Fixed price swaps | 329 | $ | 64.37 | $ | — | $ | — | $ | — |
Three Months Ended June 30, |
Six Months Ended June 30, |
||||||||||||||||||||||
2023 | 2022 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||
Adjusted net income: | (in millions) | ||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | 231 | $ | 1,173 | $ | 2,170 | $ | (1,502) | |||||||||||||||
Add back (deduct): | |||||||||||||||||||||||
Merger-related expenses | — | 2 | — | 27 | |||||||||||||||||||
(Gain) loss on unsettled derivatives (1) |
(107) | (722) | (1,631) | 2,510 | |||||||||||||||||||
Loss on early extinguishment of debt | — | 4 | 19 | 6 | |||||||||||||||||||
Other (2) |
4 | 1 | 7 | 1 | |||||||||||||||||||
Adjustments due to discrete tax items (3) |
(57) | (263) | (494) | 385 | |||||||||||||||||||
Tax impact on adjustments | 24 | 173 | 370 | (612) | |||||||||||||||||||
Adjusted net income | $ | 95 | $ | 368 | $ | 441 | $ | 815 |
Three Months Ended June 30, |
Six Months Ended June 30, |
||||||||||||||||||||||
2023 | 2022 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||
Adjusted diluted earnings per share: | |||||||||||||||||||||||
Diluted earnings (loss) per share | $ | 0.21 | $ | 1.05 | $ | 1.97 | $ | (1.35) | |||||||||||||||
Add back (deduct): | |||||||||||||||||||||||
Merger-related expenses | — | 0.00 | — | 0.03 | |||||||||||||||||||
(Gain) loss on unsettled derivatives (1) |
(0.10) | (0.64) | (1.48) | 2.25 | |||||||||||||||||||
Loss on early extinguishment of debt | — | 0.00 | 0.02 | 0.00 | |||||||||||||||||||
Other (2) |
0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | |||||||||||||||||||
Adjustments due to discrete tax items (3) |
(0.05) | (0.23) | (0.45) | 0.34 | |||||||||||||||||||
Tax impact on adjustments | 0.03 | 0.15 | 0.34 | (0.54) | |||||||||||||||||||
Adjusted diluted earnings per share | $ | 0.09 | $ | 0.33 | $ | 0.40 | $ | 0.73 |
Three Months Ended June 30, |
Six Months Ended June 30, |
||||||||||||||||||||||
2023 | 2022 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||
Net cash flow: | (in millions) | ||||||||||||||||||||||
Net cash provided by operating activities | $ | 425 | $ | 427 | $ | 1,562 | $ | 1,399 | |||||||||||||||
Add back (deduct): | |||||||||||||||||||||||
Changes in operating assets and liabilities | 28 | 325 | (345) | 189 | |||||||||||||||||||
Merger-related expenses | — | 2 | — | 27 | |||||||||||||||||||
Net cash flow | $ | 453 | $ | 754 | $ | 1,217 | $ | 1,615 |
Three Months Ended | Six Months Ended | ||||||||||||||||||||||
June 30, | June 30, | ||||||||||||||||||||||
2023 | 2022 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||
Free cash flow (deficit): | (in millions) | ||||||||||||||||||||||
Net cash flow | $ | 453 | $ | 754 | $ | 1,217 | $ | 1,615 | |||||||||||||||
Subtract: | |||||||||||||||||||||||
Total capital investments | (595) | (585) | (1,260) | (1,129) | |||||||||||||||||||
Free cash flow (deficit) | $ | (142) | $ | 169 | $ | (43) | $ | 486 |
Three Months Ended June 30, |
Six Months Ended June 30, |
||||||||||||||||||||||
2023 | 2022 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||
Adjusted EBITDA: | (in millions) | ||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | 231 | $ | 1,173 | $ | 2,170 | $ | (1,502) | |||||||||||||||
Add back (deduct): | |||||||||||||||||||||||
Interest expense | 34 | 48 | 70 | 89 | |||||||||||||||||||
Income tax expense (benefit) | (5) | 26 | 7 | 30 | |||||||||||||||||||
Depreciation, depletion and amortization | 328 | 288 | 641 | 563 | |||||||||||||||||||
Merger-related expenses | — | 2 | — | 27 | |||||||||||||||||||
(Gain) loss on unsettled derivatives (1) |
(107) | (722) | (1,631) | 2,510 | |||||||||||||||||||
Loss on early extinguishment of debt | — | 4 | 19 | 6 | |||||||||||||||||||
Other | (1) | 1 | 2 | 1 | |||||||||||||||||||
Stock-based compensation expense | 4 | 2 | 5 | 3 | |||||||||||||||||||
Adjusted EBITDA | $ | 484 | $ | 822 | $ | 1,283 | $ | 1,727 |
12 Months Ended June 30, 2023 |
||||||||
Adjusted EBITDA: | (in millions) | |||||||
Net income | $ | 5,521 | ||||||
Add back (deduct): | ||||||||
Interest expense | 165 | |||||||
Income tax expense | 28 | |||||||
Depreciation, depletion and amortization | 1,252 | |||||||
Gain on unsettled derivatives (1) |
(4,165) | |||||||
Loss on early extinguishment of debt | 27 | |||||||
Stock-based compensation expense | 6 | |||||||
Other | 5 | |||||||
Adjusted EBITDA | $ | 2,839 |
June 30, 2023 | ||||||||
Net debt: | (in millions) | |||||||
Total debt (1) |
$ | 4,053 | ||||||
Subtract: | ||||||||
Cash and cash equivalents | (25) | |||||||
Net debt | $ | 4,028 |
June 30, 2023 | ||||||||
Net debt to Adjusted EBITDA: | (in millions) | |||||||
Net debt | $ | 4,028 | ||||||
Adjusted EBITDA |
$ | 2,839 | ||||||
Net debt to Adjusted EBITDA | 1.4x |