Continuing to Prioritize Return of Capital with $900 Million of YTD Share Repurchases and Fifth Consecutive Base Dividend Raise
HOUSTON, May 4, 2022 /PRNewswire/ -- Marathon Oil Corporation (NYSE:MRO) reported first quarter 2022 net income of $1,304 million, or $1.78 per diluted share, which includes the impact of certain items not typically represented in analysts' earnings estimates and that would otherwise affect comparability of results. The adjusted net income was $749 million, or $1.02 per diluted share. Net operating cash flow was $1,067 million, or $1,280 million before changes in working capital.
"Amid tremendous macro volatility, Marathon Oil remains resolutely focused on delivering on all elements of our framework for success, including strong corporate returns, sustainable free cash flow generation, market-leading return of capital to shareholders, and ESG excellence," said Chairman, President, and CEO Lee Tillman. "Our constancy of purpose, differentiated execution, and commitment to providing investors with the first call on cash flow through our unique percentage of cash flow framework are all paying off. In the last two quarters, we've returned approximately 60% of our total CFO back to our equity investors, meaningfully exceeding our minimum 40% commitment. We've executed $1.6 billion of share repurchases over the last seven months, driving significant per share growth through an 11% reduction to our outstanding share count, and have announced five consecutive increases to our quarterly base dividend. With over $4.5 billion of adjusted free cash flow generation expected this year, we remain well positioned to continue delivering financial results and return of capital that are compelling not only relative to the best companies in energy, but relative to the best in the S&P 500."
Marathon Oil's percentage of CFO framework provides clear visibility to significant return of capital to equity investors and ensures the shareholder gets the first call on cash flow generation. In a $60/bbl WTI or higher price environment, the Company targets returning a minimum of 40% of CFO to equity investors. Over the last two quarters, Marathon Oil has significantly exceeded this minimum commitment, returning approximately 60% of CFO to equity investors. In the current environment, Marathon Oil's preferred return of capital approach includes a competitive and sustainable base dividend in addition to significant share repurchases.
Since October 1st, Marathon Oil has executed more than $1.6 billion of share repurchases, reducing its outstanding share count by 11%. This includes approximately $900 million of share repurchases year-to-date.
During first quarter, Marathon Oil returned 50% of CFO to equity investors, again exceeding its minimum 40% commitment. First quarter return of capital included $592 million of share repurchases and the $52 million base dividend.
Additionally, the Company's Board of Directors approved an increase in total share repurchase authorization to $2.5 billion, as of May 4th. The Board also approved an increase of approximately 15% to the quarterly base dividend, from 7 cents per share to 8 cents per share. This is the fifth consecutive increase to the quarterly base dividend, representing a cumulative increase of 167% since the beginning of 2021.
CASH FLOW AND CAPEX: Net cash provided by operations was $1,067 million during first quarter 2022, or $1,280 million before changes in working capital. First quarter cash additions to property, plant, and equipment totaled $332 million, while capital expenditures (accrued) totaled $348 million.
FREE CASH FLOW: Marathon Oil generated $940 million of adjusted free cash flow during first quarter.
BALANCE SHEET AND LIQUIDITY: Marathon Oil ended first quarter with total liquidity of $3.8 billion, which consisted of an undrawn revolving credit facility of $3.1 billion and $681 million in cash and cash equivalents. The Company's first quarter cash balance of $681 million represents an increase of approximately $100 million from the year-end cash balance of $580 million, inclusive of share repurchases and a negative working capital impact.
ADJUSTMENTS TO NET INCOME: The adjustments to net income for first quarter reduced adjusted net income by $555 million, primarily due to income recognized from a partial release of the valuation allowance on deferred tax assets, partially offset by the income impact associated with unrealized losses on derivative instruments, and other miscellaneous items.
UNITED STATES (U.S.): U.S. production averaged 281,000 net barrels of oil equivalent per day (boed) for first quarter 2022. Oil production averaged 158,000 net barrels of oil per day (bopd). The Company brought a total of 57 gross Company-operated wells to sales during first quarter, consistent with guidance for 50 to 60 wells to sales. U.S. unit production costs averaged $5.59 per boe during first quarter.
Marathon Oil's first quarter production in the Eagle Ford averaged 80,000 net boed, including 53,000 net bopd of oil, with 28 gross Company-operated wells to sales. In the Bakken, production averaged 118,000 net boed, including 77,000 net bopd of oil, with 20 gross Company-operated wells to sales. In Oklahoma, production averaged 52,000 net boed, including 12,000 net bopd of oil, with 9 gross Company-operated wells to sales. Northern Delaware production averaged 20,000 net boed, including 11,000 net bopd of oil.
INTERNATIONAL: Equatorial Guinea production averaged 64,000 net boed for first quarter 2022, including 10,000 net bopd of oil. First quarter sales averaged 61,000 net boed, including 8,000 net bopd of oil, as the asset was underlifted on the quarter. Unit production costs averaged $1.92 per boe. Net income from equity method investees totaled $127 million during first quarter. The Company received $54 million of total cash distributions from equity method companies during first quarter in the form of dividends and return of capital.
Marathon Oil's original 2022 financial outlook included over $3 billion of adjusted free cash flow generation at a reinvestment rate of less than 30% on a $1.2 billion capital budget, assuming $80/bbl WTI and $4/MMBtu Henry Hub. At $100/bbl WTI and $6/MMBtu Henry Hub, the Company expects to generate over $4.5 billion of 2022 adjusted free cash flow at a reinvestment rate of approximately 20% on an inflation-adjusted capital budget of $1.3 billion. 2022 production guidance remains unchanged, as the Company continues to expect oil and oil-equivalent production to remain flat with the 2021 averages. The Company is also raising its 2022 E.G. equity income guidance by $200 million, to a new range of $480 million to $520 million.
A slide deck and Quarterly Investor Packet will be posted to the Company's website following this release today, May 4. On Thursday, May 5, at 9:00 a.m. ET, the Company will conduct a question and answer webcast/call, which will include forward-looking information. The live webcast, replay and all related materials will be available at https://ir.marathonoil.com/.
Footnotes:1 Includes share repurchases settled and share repurchases executed with settlement pending
In analyzing and planning for its business, Marathon Oil supplements its use of GAAP financial measures with non-GAAP financial measures, including adjusted net income (loss), adjusted net income (loss) per share, adjusted free cash flow, net cash provided by operating activities before changes in working capital, total capital expenditures (accrued) and reinvestment rate.
Our presentation of adjusted net income (loss) and adjusted net income (loss) per share is a non-GAAP measure. Adjusted net income (loss) is defined as net income (loss) adjusted for gains or losses on dispositions, impairments of proved and certain unproved properties, goodwill and equity method investments, changes in our valuation allowance, unrealized derivative gains or losses on commodity and interest rate derivative instruments, effects of pension settlements and curtailments and other items that could be considered "non-operating" or "non-core" in nature. Management believes this is useful to investors as another tool to meaningfully represent our operating performance and to compare Marathon to certain competitors. Adjusted net income (loss) and adjusted net income (loss) per share should not be considered in isolation or as an alternative to, or more meaningful than, net income (loss) or net income (loss) per share as determined in accordance with U.S. GAAP.
Our presentation of adjusted free cash flow is a non-GAAP measure. Adjusted free cash flow before dividend ("adjusted free cash flow") is defined as net cash provided by operating activities before changes in working capital, capital expenditures (accrued), and EG return of capital and other. Management believes this is useful to investors as a measure of Marathon's ability to fund its capital expenditure programs, service debt, and fund other distributions to stockholders. Adjusted free cash flow should not be considered in isolation or as an alternative to, or more meaningful than, net cash provided by operating activities as determined in accordance with U.S. GAAP.
Our presentation of net cash provided by operating activities before changes in working capital is defined as net cash provided by operating activities adjusted for working capital and is a non-GAAP measure. Management believes this is useful to investors as an indicator of Marathon's ability to generate cash quarterly or year-to-date by eliminating differences caused by the timing of certain working capital items. Net cash provided by operating activities before changes in working capital should not be considered in isolation or as an alternative to, or more meaningful than, net cash provided by operating activities as determined in accordance with U.S. GAAP.
Our presentation of total capital expenditures (accrued) is a non-GAAP measure. Total capital expenditures (accrued) is defined as cash additions to property, plant and equipment adjusted for the change in capital accrual and additions to other assets. Management believes this is useful to investors as an indicator of Marathon's commitment to capital expenditure discipline by eliminating differences caused by the timing of capital accrual and other items. Total capital expenditures (accrued) should not be considered in isolation or as an alternative to, or more meaningful than, cash additions to property, plant and equipment as determined in accordance with U.S. GAAP.
Our presentation of reinvestment rate is a non-GAAP measure. The reinvestment rate is defined as total capital expenditures (accrued) divided by net cash provided by operating activities before changes in working capital and EG return of capital and other. Management believes the reinvestment rate is useful to investors to demonstrate the Company's commitment to generating cash for use towards investor-friendly purposes (which includes balance sheet enhancement, base dividend and other return of capital).
These non-GAAP financial measures reflect an additional way of viewing aspects of the business that, when viewed with GAAP results may provide a more complete understanding of factors and trends affecting the business and are a useful tool to help management and investors make informed decisions about Marathon Oil's financial and operating performance. These measures should not be considered in isolation or as an alternative to their most directly comparable GAAP financial measures. A reconciliation to their most directly comparable GAAP financial measures can be found in our investor package on our website at https://ir.marathonoil.com/ and in the tables below. Marathon Oil strongly encourages investors to review the Company's consolidated financial statements and publicly filed reports in their entirety and not rely on any single financial measure.
This release contains forward-looking statements within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933 and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934. All statements, other than statements of historical fact, including without limitation statements regarding the Company's future capital budgets and allocations, future performance (both absolute and relative), expected adjusted free cash flow, reinvestment rates, future debt retirement and the timing thereof, returns to investors (including dividends and share repurchases, and the timing thereof), business strategy, capital expenditure guidance, production guidance, E.G. equity method income guidance and other plans and objectives for future operations, are forward-looking statements. Words such as "anticipate," "believe," "continue," "could," "estimate," "expect," "forecast," "future," "guidance," "intend," "may," "outlook," "plan," "positioned," "project," "seek," "should," "target," "will," "would," or similar words may be used to identify forward-looking statements; however, the absence of these words does not mean that the statements are not forward-looking. While the Company believes its assumptions concerning future events are reasonable, a number of factors could cause actual results to differ materially from those projected, including, but not limited to: conditions in the oil and gas industry, including supply/demand levels for crude oil and condensate, NGLs and natural gas and the resulting impact on price; changes in expected reserve or production levels; changes in political or economic conditions in the U.S. and Equatorial Guinea, including changes in foreign currency exchange rates, interest rates, inflation rates and global and domestic market conditions; actions taken by the members of the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) and Russia affecting the production and pricing of crude oil and other global and domestic political, economic or diplomatic developments; capital available for exploration and development; risks related to the Company's hedging activities; voluntary or involuntary curtailments, delays or cancellations of certain drilling activities; well production timing; liabilities or corrective actions resulting from litigation, other proceedings and investigations or alleged violations of law or permits; drilling and operating risks; lack of, or disruption in, access to storage capacity, pipelines or other transportation methods; availability of drilling rigs, materials and labor, including the costs associated therewith; difficulty in obtaining necessary approvals and permits; the availability, cost, terms and timing of issuance or execution of, competition for, and challenges to, mineral licenses and leases and governmental and other permits and rights-of-way, and our ability to retain mineral licenses and leases; non-performance by third parties of contractual or legal obligations, including due to bankruptcy; unexpected events that may impact distributions from our equity method investees; changes in our credit ratings; hazards such as weather conditions, a health pandemic (including COVID-19), acts of war or terrorist acts and the government or military response thereto; security threats, including cybersecurity threats and disruptions to our business and operations from breaches of our information technology systems, or breaches of the information technology systems, facilities and infrastructure of third parties with which we transact business; changes in safety, health, environmental, tax and other regulations, requirements or initiatives, including initiatives addressing the impact of global climate change, air emissions, or water management; other geological, operating and economic considerations; and the risk factors, forward-looking statements and challenges and uncertainties described in the Company's 2021 Annual Report on Form 10-K, Quarterly Reports on Form 10-Q and other public filings and press releases, available at https://ir.marathonoil.com/. Except as required by law, the Company undertakes no obligation to revise or update any forward-looking statements as a result of new information, future events or otherwise.
Media Relations Contact:Kathy Sauve: 713-296-3915
Investor Relations Contacts:Guy Baber: 713-296-1892John Reid: 713-296-4380
Consolidated Statements of Income (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
(In millions, except per share data) |
2022 |
2021 |
2021 |
Revenues and other income: |
|||
Revenues from contracts with customers |
$ 1,761 |
$ 1,732 |
$ 1,177 |
Net gain (loss) on commodity derivatives |
(143) |
15 |
(153) |
Income (loss) from equity method investments |
127 |
74 |
44 |
Net gain (loss) on disposal of assets |
— |
(27) |
— |
Other income |
8 |
6 |
3 |
Total revenues and other income |
1,753 |
1,800 |
1,071 |
Costs and expenses: |
|||
Production |
152 |
156 |
121 |
Shipping, handling and other operating |
185 |
189 |
152 |
Exploration |
11 |
27 |
21 |
Depreciation, depletion and amortization |
423 |
516 |
496 |
Impairments |
— |
— |
1 |
Taxes other than income |
104 |
109 |
74 |
General and administrative |
73 |
64 |
89 |
Total costs and expenses |
948 |
1,061 |
954 |
Income (loss) from operations |
805 |
739 |
117 |
Net interest and other |
(22) |
(59) |
(13) |
Other net periodic benefit (costs) credits |
4 |
3 |
3 |
Income (loss) before income taxes |
787 |
683 |
107 |
Provision (benefit) for income taxes |
(517) |
34 |
10 |
Net income (loss) |
$ 1,304 |
$ 649 |
$ 97 |
Adjusted Net Income (Loss) |
|||
Net income (loss) |
$ 1,304 |
$ 649 |
$ 97 |
Adjustments for special items (pre-tax): |
|||
Net (gain) loss on disposal of assets |
— |
27 |
— |
Proved property impairments |
— |
— |
1 |
Exploratory dry well costs, unproved property impairments and other |
— |
16 |
— |
Pension settlement |
— |
1 |
— |
Unrealized (gain) loss on derivative instruments |
114 |
(146) |
82 |
Unrealized (gain) loss on interest rate swaps |
26 |
43 |
(41) |
Reduction in workforce |
— |
— |
11 |
Other |
27 |
5 |
16 |
Benefit for income taxes related to special items (a) |
(37) |
(3) |
— |
Valuation allowance |
(685) |
— |
— |
Adjustments for special items |
(555) |
(57) |
69 |
Adjusted net income (loss) (b) |
$ 749 |
$ 592 |
$ 166 |
Per diluted share: |
|||
Net income (loss) |
$ 1.78 |
$ 0.84 |
$ 0.12 |
Adjusted net income (loss) (b) |
$ 1.02 |
$ 0.77 |
$ 0.21 |
Weighted average diluted shares |
732 |
773 |
789 |
(a) |
For the first quarter 2022, we applied the U.S. statutory rate of 22% to our special items. The tax benefit of $3 million for the fourth quarter 2021 was the result of revaluing our deferred taxes as a result of the reduction in our ownership interest in EGHoldings. The remaining special items in both the fourth and first quarters of 2021 pertain to our U.S. operations and did not incur a tax provision/benefit as we maintained a full valuation allowance on our net federal deferred tax assets. |
(b) |
Non-GAAP financial measure. See "Non-GAAP Measures" above for further discussion. |
Supplemental Data (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
(Per share) |
2022 |
2021 |
2021 |
Adjusted Net Income (Loss) Per Diluted Share |
|||
Net income (loss) |
$ 1.78 |
$ 0.84 |
$ 0.12 |
Adjustments for special items (pre-tax): |
|||
Net (gain) loss on disposal of assets |
— |
0.03 |
— |
Proved property impairments |
— |
— |
— |
Exploratory dry well costs, unproved property impairments and other |
— |
0.02 |
— |
Pension settlement |
— |
— |
— |
Unrealized (gain) loss on derivative instruments |
0.16 |
(0.19) |
0.10 |
Unrealized (gain) loss on interest rate swaps |
0.04 |
0.06 |
(0.05) |
Reduction in workforce |
— |
— |
0.01 |
Other |
0.03 |
0.01 |
0.03 |
Benefit for income taxes related to special items |
(0.05) |
— |
— |
Valuation allowance |
(0.94) |
— |
— |
Adjustments for special items |
(0.76) |
(0.07) |
0.09 |
Adjusted net income (loss) per share (a) |
$ 1.02 |
$ 0.77 |
$ 0.21 |
(a) |
Non-GAAP financial measure. See "Non-GAAP Measures" above for further discussion. |
Supplemental Data (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
(In millions) |
2022 |
2021 |
2021 |
Segment income (loss) |
|||
United States |
$ 661 |
$ 553 |
$ 212 |
International |
115 |
106 |
50 |
Not allocated to segments |
528 |
(10) |
(165) |
Net income (loss) |
$ 1,304 |
$ 649 |
$ 97 |
Cash flows |
|||
Net cash provided by operating activities |
$ 1,067 |
$ 1,146 |
$ 622 |
Changes in working capital |
213 |
(45) |
15 |
Net cash provided by operating activities before changes in working capital (a) |
$ 1,280 |
$ 1,101 |
$ 637 |
Adjusted free cash flow |
|||
Net cash provided by operating activities before changes in working capital (a) |
$ 1,280 |
$ 1,101 |
$ 637 |
Adjustments: |
|||
Capital expenditures (accrued) |
(348) |
(251) |
(184) |
EG return of capital and other |
8 |
48 |
(10) |
Adjusted free cash flow (a) |
$ 940 |
$ 898 |
$ 443 |
Capital expenditures (accrued) |
|||
Cash additions to property, plant and equipment |
$ (332) |
$ (274) |
$ (209) |
Change in capital accrual |
(16) |
23 |
25 |
Additions to other assets |
— |
— |
— |
Total capital expenditures (accrued) (a) |
$ (348) |
$ (251) |
$ (184) |
(a) |
Non-GAAP financial measure. See "Non-GAAP Measures" above for further discussion. |
Supplemental Data (Unaudited) |
2022 Adjusted Free Cash Flow Outlook |
|
(In millions) |
Updated (a) |
Original (b) |
Expected cash flows |
||
Net cash provided by operating activities |
$ 5,800 |
$ 4,400 |
Changes in working capital |
200 |
— |
Net cash provided by operating activities before changes in working capital (c) |
$ 6,000 |
$ 4,400 |
Expected adjusted free cash flow |
||
Net cash provided by operating activities before changes in working capital (c) |
$ 6,000 |
$ 4,400 |
Adjustments: |
||
Capital expenditures (accrued) |
(1,300) |
(1,200) |
EG return of capital and other |
— |
— |
Expected adjusted free cash flow (c) |
$ 4,700 |
$ 3,200 |
(a) |
Based upon a $100/bbl WTI and $6/MMbtu Henry Hub price assumption. |
(b) |
Based upon an $80/bbl WTI and $4/MMbtu Henry Hub price assumption. |
(c) |
Non-GAAP financial measure. See "Non-GAAP Measures" above for further discussion. |
Supplemental Data (Unaudited) |
Three Months Ended |
2022 Outlook |
||
(In millions, except percentage data) |
Mar. 31 2022 |
Updated (a) |
Original (b) |
|
Sources of Cash |
||||
Net cash provided by operating activities before changes in working capital (c) |
$ 1,280 |
$ 6,000 |
$ 4,400 |
|
EG return of capital and other |
8 |
— |
— |
|
Sources of Cash |
1,288 |
6,000 |
4,400 |
|
Capital expenditures (accrued) |
$ 348 |
$ 1,300 |
$ 1,200 |
|
Reinvestment rate (c) |
27 % |
22 % |
27 % |
(a) |
Based upon a $100/bbl WTI and $6/MMbtu Henry Hub price assumption. |
(b) |
Based upon an $80/bbl WTI and $4/MMbtu Henry Hub price assumption. |
(c) |
Non-GAAP financial measure. See "Non-GAAP Measures" above for further discussion. |
Supplemental Statistics (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
Net Production |
2022 |
2021 |
2021 |
Equivalent Production (mboed) |
|||
United States |
281 |
304 |
276 |
International |
64 |
49 |
69 |
Total net production |
345 |
353 |
345 |
Oil Production (mbbld) |
|||
United States |
158 |
172 |
160 |
International |
10 |
9 |
12 |
Total net production |
168 |
181 |
172 |
Supplemental Statistics (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
2022 |
2021 |
2021 |
|
United States - net sales volumes |
|||
Crude oil and condensate (mbbld) |
158 |
171 |
159 |
Eagle Ford |
53 |
60 |
50 |
Bakken |
77 |
81 |
77 |
Oklahoma |
12 |
13 |
12 |
Northern Delaware |
11 |
12 |
15 |
Other United States (a) |
5 |
5 |
5 |
Natural gas liquids (mbbld) |
64 |
70 |
53 |
Eagle Ford |
14 |
17 |
12 |
Bakken |
26 |
27 |
19 |
Oklahoma |
17 |
19 |
17 |
Northern Delaware |
4 |
5 |
4 |
Other United States (a) |
3 |
2 |
1 |
Natural gas (mmcfd) |
350 |
379 |
378 |
Eagle Ford |
80 |
94 |
91 |
Bakken |
91 |
95 |
93 |
Oklahoma |
132 |
146 |
145 |
Northern Delaware |
30 |
30 |
35 |
Other United States (a) |
17 |
14 |
14 |
Total United States (mboed) |
280 |
304 |
275 |
International - net sales volumes |
|||
Crude oil and condensate (mbbld) |
8 |
13 |
9 |
Equatorial Guinea |
8 |
13 |
9 |
Natural gas liquids (mbbld) |
7 |
5 |
8 |
Equatorial Guinea |
7 |
5 |
8 |
Natural gas (mmcfd) |
276 |
207 |
295 |
Equatorial Guinea |
276 |
207 |
295 |
Total International (mboed) |
61 |
53 |
66 |
Total Company - net sales volumes (mboed) |
341 |
357 |
341 |
Net sales volumes of equity method investees |
|||
LNG (mtd) |
3,489 |
2,213 |
3,766 |
Methanol (mtd) |
982 |
776 |
1,092 |
Condensate and LPG (boed) |
6,914 |
6,123 |
10,730 |
(a) |
Includes sales volumes from the sale of certain non-core proved properties in our United States segment. |
Supplemental Statistics (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
2022 |
2021 |
2021 |
|
United States - average price realizations (a) |
|||
Crude oil and condensate ($ per bbl) (b) |
$ 94.43 |
$ 77.03 |
$ 55.38 |
Eagle Ford |
96.38 |
77.68 |
57.52 |
Bakken |
93.80 |
76.49 |
53.65 |
Oklahoma |
94.08 |
77.39 |
55.63 |
Northern Delaware |
92.47 |
77.70 |
57.06 |
Other United States (c) |
88.79 |
75.26 |
54.83 |
Natural gas liquids ($ per bbl) |
$ 37.32 |
$ 34.99 |
$ 23.94 |
Eagle Ford |
35.50 |
34.26 |
24.43 |
Bakken |
38.21 |
34.79 |
23.22 |
Oklahoma |
38.02 |
36.42 |
25.08 |
Northern Delaware |
35.29 |
33.79 |
22.60 |
Other United States (c) |
36.98 |
33.85 |
20.89 |
Natural gas ($ per mcf) |
$ 4.79 |
$ 5.24 |
$ 6.31 |
Eagle Ford |
4.51 |
5.25 |
5.78 |
Bakken |
5.28 |
5.58 |
2.96 |
Oklahoma |
4.71 |
5.08 |
8.36 |
Northern Delaware |
4.54 |
4.68 |
7.85 |
Other United States (c) |
4.49 |
5.65 |
6.81 |
International - average price realizations |
|||
Crude oil and condensate ($ per bbl) |
$ 59.63 |
$ 71.29 |
$ 44.13 |
Equatorial Guinea |
59.63 |
71.29 |
44.13 |
Natural gas liquids ($ per bbl) |
$ 1.00 |
$ 1.00 |
$ 1.00 |
Equatorial Guinea (d) |
1.00 |
1.00 |
1.00 |
Natural gas ($ per mcf) |
$ 0.24 |
$ 0.24 |
$ 0.24 |
Equatorial Guinea (d) |
0.24 |
0.24 |
0.24 |
Benchmark |
|||
WTI crude oil (per bbl) |
$ 95.01 |
$ 77.10 |
$ 58.14 |
Brent (Europe) crude oil (per bbl) (e) |
$ 100.30 |
$ 79.59 |
$ 60.82 |
Mont Belvieu NGLs (per bbl) (f) |
$ 38.24 |
$ 35.39 |
$ 23.98 |
Henry Hub natural gas (per mmbtu) (g) |
$ 4.95 |
$ 5.83 |
$ 2.69 |
(a) |
Excludes gains or losses on commodity derivative instruments. |
(b) |
Inclusion of realized gains (losses) on crude oil derivative instruments would have decreased average price realizations by $2.00 for the first quarter 2022, by $4.86 for the fourth quarter 2021 and by $4.61 for the first quarter 2021. |
(c) |
Includes sales volumes from the sale of certain non-core proved properties in our United States segment. |
(d) |
Represents fixed prices under long-term contracts with Alba Plant LLC, Atlantic Methanol Production Company LLC and/or Equatorial Guinea LNG Holdings Limited, which are equity method investees. The Alba Plant LLC processes the NGLs and then sells secondary condensate, propane, and butane at market prices. Marathon Oil includes its share of income from each of these equity method investees in the International segment. |
(e) |
Average of monthly prices obtained from Energy Information Administration website. |
(f) |
Bloomberg Finance LLP: Y-grade Mix NGL of 55% ethane, 25% propane, 5% butane, 8% isobutane and 7% natural gasoline. |
(g) |
Settlement date average per mmbtu. |
The following table sets forth outstanding derivative contracts as of May 2, 2022, and the weighted average prices for those contracts:
2022 |
2023 |
||||||
Second Quarter |
Third Quarter |
Fourth Quarter |
First Quarter |
||||
Crude Oil |
|||||||
NYMEX WTI Three-Way Collars |
|||||||
Volume (Bbls/day) |
50,000 |
30,000 |
30,000 |
— |
|||
Weighted average price per Bbl: |
|||||||
Ceiling |
$ 98.79 |
$ 97.52 |
$ 97.52 |
$ — |
|||
Floor |
$ 58.00 |
$ 56.67 |
$ 56.67 |
$ — |
|||
Sold put |
$ 48.00 |
$ 46.67 |
$ 46.67 |
$ — |
|||
NYMEX Roll Basis Swaps |
|||||||
Volume (Bbls/day) |
60,000 |
60,000 |
60,000 |
— |
|||
Weighted average price per Bbl |
$ 0.67 |
$ 0.67 |
$ 0.67 |
$ — |
|||
Natural Gas |
|||||||
Henry Hub ("HH") Three-Way Collars |
|||||||
Volume (MMBtu/day) |
100,000 |
100,000 |
100,000 |
— |
|||
Weighted average price per MMBtu |
|||||||
Ceiling |
$ 7.13 |
$ 7.13 |
$ 7.13 |
$ — |
|||
Floor |
$ 3.88 |
$ 3.88 |
$ 3.88 |
$ — |
|||
Sold Put |
$ 2.88 |
$ 2.88 |
$ 2.88 |
$ — |
|||
HH Two-Way Collars |
|||||||
Volume (MMBtu/day) |
— |
— |
50,000 |
50,000 |
|||
Weighted average price per MMBtu: |
|||||||
Ceiling |
$ — |
$ — |
$ 19.28 |
$ 19.28 |
|||
Floor |
$ — |
$ — |
$ 5.00 |
$ 5.00 |
SOURCE Marathon Oil Corporation
Продолжая уделять приоритетное внимание возврату капитала, выкуп акций на сумму 900 миллионов долларов с начала года и Пятое подряд повышение Базовых дивидендов
ХЬЮСТОН, 4 мая 2022 г. /PRNewswire/ -- Корпорация Marathon Oil (NYSE:MRO) сообщила о чистой прибыли за первый квартал 2022 г. в размере $1,304 млн, или $1,78 на разводненную акцию, что включает влияние определенных статей, которые обычно не представлены в оценках прибыли аналитиков и которые в противном случае повлияли бы на сопоставимость результатов. Скорректированная чистая прибыль составила $749 млн, или $1,02 на разводненную акцию. Чистый операционный денежный поток составил 1 067 миллионов долларов, или 1 280 миллионов долларов до изменения оборотного капитала.
"В условиях огромной макроэкономической волатильности Marathon Oil по-прежнему решительно нацелен на достижение всех элементов нашей основы успеха, включая высокую корпоративную доходность, устойчивое генерирование свободного денежного потока, лидирующий на рынке возврат капитала акционерам и превосходство ESG", - сказал председатель, президент и генеральный директор Ли Тиллман. "Наше постоянство цели, дифференцированное исполнение и стремление предоставить инвесторам первую информацию о денежном потоке с помощью нашей уникальной системы процентного соотношения денежных потоков - все это окупается. За последние два квартала мы вернули нашим инвесторам в акционерный капитал примерно 60% от общего числа финансовых директоров, что значительно превысило наши минимальные обязательства в размере 40%. За последние семь месяцев мы осуществили выкуп акций на сумму 1,6 миллиарда долларов, что привело к значительному росту прибыли на акцию за счет сокращения количества акций в обращении на 11%, и объявили о пяти последовательных повышениях наших квартальных базовых дивидендов. С ожидаемым в этом году скорректированным свободным денежным потоком в размере более 4,5 миллиардов долларов мы сохраняем хорошие позиции для продолжения достижения финансовых результатов и возврата капитала, которые являются убедительными не только по сравнению с лучшими компаниями в энергетике, но и по сравнению с лучшими в S & P 500".
Структура процента финансового директора Marathon Oil обеспечивает четкую видимость значительного возврата капитала инвесторам в акционерный капитал и гарантирует, что акционер получит первый сигнал о формировании денежного потока. В условиях цен на нефть марки WTI в размере 60 долларов за баррель или выше Компания планирует вернуть инвесторам не менее 40% финансового директора. За последние два квартала Marathon Oil значительно превысил это минимальное обязательство, вернув примерно 60% финансового директора инвесторам в акционерный капитал. В текущих условиях предпочтительный подход Marathon Oil к возврату капитала включает конкурентоспособные и устойчивые базовые дивиденды в дополнение к значительному выкупу акций.
С 1 октября Marathon Oil осуществила выкуп акций на сумму более 1,6 миллиарда долларов, сократив количество акций в обращении на 11%. Это включает в себя выкуп акций на сумму около 900 миллионов долларов США с начала года.
В течение первого квартала Marathon Oil вернул 50% финансового директора инвесторам в акционерный капитал, снова превысив свои минимальные обязательства в размере 40%. Возврат капитала за первый квартал включал выкуп акций на сумму 592 миллиона долларов и выплату базовых дивидендов в размере 52 миллионов долларов.
Кроме того, Совет директоров Компании одобрил увеличение общего объема разрешений на выкуп акций до 2,5 миллиардов долларов по состоянию на 4 мая. Совет директоров также одобрил увеличение примерно на 15% квартального базового дивиденда с 7 центов на акцию до 8 центов на акцию. Это пятое подряд увеличение квартальных базовых дивидендов, что представляет собой совокупный рост на 167% с начала 2021 года.
ДЕНЕЖНЫЙ ПОТОК И КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ: Чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности, составили $1,067 млн в первом квартале 2022 года, или $1,280 млн до изменения оборотного капитала. Денежные поступления от основных средств в первом квартале составили 332 миллиона долларов, в то время как капитальные затраты (начисленные) составили 348 миллионов долларов.
СВОБОДНЫЙ ДЕНЕЖНЫЙ ПОТОК: Marathon Oil генерировал скорректированный свободный денежный поток в размере 940 миллионов долларов США в течение первого квартала.
БАЛАНС И ЛИКВИДНОСТЬ: Marathon Oil завершил первый квартал с общей ликвидностью в размере 3,8 миллиарда долларов, которая состояла из неиспользованной возобновляемой кредитной линии в размере 3,1 миллиарда долларов и 681 миллиона долларов в виде денежных средств и их эквивалентов. Остаток денежных средств Компании за первый квартал в размере 681 миллиона долларов представляет собой увеличение примерно на 100 миллионов долларов по сравнению с остатком денежных средств на конец года в размере 580 миллионов долларов, включая выкуп акций и негативное влияние на оборотный капитал.
КОРРЕКТИРОВКИ ЧИСТОЙ ПРИБЫЛИ: Корректировки чистой прибыли за первый квартал сократили скорректированную чистую прибыль на 555 миллионов долларов США, главным образом из-за дохода, признанного в результате частичного списания оценочного резерва по отложенным налоговым активам, частично компенсированного влиянием на доходы, связанным с нереализованными убытками по производным инструментам, и другими разными статьями.
СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ (США): добыча в США в первом квартале 2022 года составила в среднем 281 000 чистых баррелей нефтяного эквивалента в сутки (boed). Добыча нефти составила в среднем 158 000 чистых баррелей нефти в сутки (баррелей в сутки). В течение первого квартала Компания реализовала в общей сложности 57 скважин, эксплуатируемых Компанией, в соответствии с прогнозом по продажам от 50 до 60 скважин. Удельные производственные затраты в США в первом квартале составили в среднем 5,59 долл. США за баррель нефти.
Добыча Marathon Oil в первом квартале в Eagle Ford составила в среднем 80 000 баррелей в сутки, в том числе 53 000 баррелей нефти в сутки, при этом общий объем продаж составил 28 скважин, эксплуатируемых Компанией. В Баккене добыча составила в среднем 118 000 баррелей в сутки, включая 77 000 баррелей нефти в сутки, при этом 20 скважин, эксплуатируемых Компанией, были проданы. В Оклахоме добыча составила в среднем 52 000 баррелей в сутки, включая 12 000 баррелей нефти в сутки, при этом 9 скважин, эксплуатируемых Компанией, были проданы. Добыча в Северном Делавэре составила в среднем 20 000 баррелей в сутки, включая 11 000 баррелей нефти в сутки.
МЕЖДУНАРОДНЫЙ: Добыча в Экваториальной Гвинее в первом квартале 2022 года составила в среднем 64 000 баррелей в сутки, включая 10 000 баррелей нефти в сутки. Продажи в первом квартале составили в среднем 61 000 баррелей в сутки, включая 8 000 баррелей нефти в сутки, поскольку актив был недополучен в течение квартала. Себестоимость единицы продукции составила в среднем 1,92 доллара за баррель. Чистая прибыль от объектов инвестиций по методу долевого участия в первом квартале составила 127 миллионов долларов. В течение первого квартала Компания получила 54 миллиона долларов от компаний, использующих метод долевого участия, в виде дивидендов и возврата капитала.
Первоначальный финансовый прогноз Marathon Oil на 2022 год включал более 3 миллиардов долларов скорректированного свободного денежного потока при ставке реинвестирования менее 30% при капитальном бюджете в 1,2 миллиарда долларов, предполагая 80 долларов за баррель WTI и 4 доллара за баррель Henry Hub. При цене WTI в 100 долларов за баррель и Henry Hub в 6 долларов за баррель Компания ожидает генерировать более 4,5 миллиардов долларов скорректированного свободного денежного потока 2022 года при ставке реинвестирования примерно 20% при скорректированном на инфляцию капитальном бюджете в 1,3 миллиарда долларов. прогноз по добыче на 2022 год остается неизменным, поскольку Компания продолжает ожидать, что добыча нефти и нефтяного эквивалента останется неизменной по сравнению со средними показателями 2021 года. Компания также повышает прогноз по доходам от собственного капитала на 2022 год на 200 миллионов долларов, до нового диапазона от 480 до 520 миллионов долларов.
Слайд-дека и Ежеквартальный пакет для инвесторов будут размещены на веб-сайте Компании после этого выпуска сегодня, 4 мая. В четверг, 5 мая, в 9:00 утра по восточному времени Компания проведет веб-трансляцию / звонок с вопросами и ответами, которая будет включать прогнозную информацию. Прямая трансляция, повтор и все сопутствующие материалы будут доступны по адресу https://ir.marathonoil.com /.
Примечания:1 Включает погашенные выкупы акций и осуществленные выкупы акций с ожиданием погашения.
При анализе и планировании своего бизнеса Marathon Oil дополняет использование финансовых показателей GAAP финансовыми показателями, не относящимися к GAAP, включая скорректированную чистую прибыль (убыток), скорректированную чистую прибыль (убыток) на акцию, скорректированный свободный денежный поток, чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности до изменения оборотного капитала, общие капитальные затраты (начисленный) и ставка реинвестирования.
Наше представление скорректированной чистой прибыли (убытка) и скорректированной чистой прибыли (убытка) на акцию является показателем, не относящимся к ОПБУ. Скорректированный чистый доход (убыток) определяется как чистый доход (убыток), скорректированный с учетом прибылей или убытков от выбытия, обесценения доказанной и определенной недоказанной собственности, гудвила и инвестиций по методу долевого участия, изменений в нашем оценочном резерве, нереализованных прибылей или убытков от производных финансовых инструментов по товарным и процентным производным инструментам, последствий пенсионных расчетов и сокращения и другие статьи, которые можно было бы считать "нерабочими" или "непрофильными" по своему характеру. Руководство считает, что это полезно для инвесторов как еще один инструмент для достоверного представления наших операционных показателей и сравнения Marathon с определенными конкурентами. Скорректированный чистый доход (убыток) и скорректированный чистый доход (убыток) на акцию не следует рассматривать изолированно или как альтернативу или более значимые, чем чистый доход (убыток) или чистый доход (убыток) на акцию, определенные в соответствии с ОПБУ США.
Наше представление скорректированного свободного денежного потока является показателем, не относящимся к ОПБУ. Скорректированный свободный денежный поток до выплаты дивидендов ("скорректированный свободный денежный поток") определяется как чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности до изменения оборотного капитала, капитальных затрат (начисленных) и, например, возврата капитала и прочего. Руководство считает, что это полезно для инвесторов как показатель способности Marathon финансировать свои программы капитальных затрат, обслуживать долг и финансировать другие выплаты акционерам. Скорректированный свободный денежный поток не следует рассматривать изолированно или как альтернативу или более значимую, чем чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности, определенные в соответствии с ОПБУ США.
Наше представление чистых денежных средств, полученных от операционной деятельности до изменения оборотного капитала, определяется как чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности, скорректированные на оборотный капитал, и не является показателем GAAP. Руководство считает, что это полезно для инвесторов как показатель способности Marathon генерировать денежные средства ежеквартально или в течение года за счет устранения различий, вызванных сроками определенных статей оборотного капитала. Чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности до изменения оборотного капитала, не следует рассматривать изолированно или как альтернативу или более значимую, чем чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности, определенные в соответствии с ОПБУ США.
Наше представление общих капитальных затрат (начисленных) является показателем, не относящимся к GAAP. Общие капитальные затраты (начисленные) определяются как денежные поступления в основные средства, скорректированные с учетом изменения в начислении капитала и поступлений в другие активы. Руководство считает, что это полезно для инвесторов как показатель приверженности Marathon дисциплине капитальных затрат, устраняя различия, вызванные сроками накопления капитала и другими статьями. Общие капитальные затраты (начисленные) не следует рассматривать изолированно или как альтернативу или более значимую, чем денежные поступления в основные средства, как определено в соответствии с ОПБУ США.
Наше представление ставки реинвестирования является показателем, не относящимся к GAAP. Ставка реинвестирования определяется как общие капитальные затраты (начисленные), деленные на чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности до изменения оборотного капитала и, например, возврата капитала и прочего. Руководство считает, что ставка реинвестирования полезна для инвесторов, чтобы продемонстрировать приверженность Компании генерированию денежных средств для использования в выгодных для инвесторов целях (что включает улучшение баланса, выплату базовых дивидендов и другие виды возврата капитала).
Эти финансовые показатели, не относящиеся к GAAP, отражают дополнительный способ рассмотрения аспектов бизнеса, которые при сопоставлении с результатами GAAP могут обеспечить более полное понимание факторов и тенденций, влияющих на бизнес, и являются полезным инструментом, помогающим руководству и инвесторам принимать обоснованные решения о финансовых и операционных показателях Marathon Oil. Эти показатели не следует рассматривать изолированно или в качестве альтернативы их наиболее непосредственно сопоставимым финансовым показателям GAAP. Сверку с их наиболее непосредственно сопоставимыми финансовыми показателями GAAP можно найти в нашем пакете для инвесторов на нашем веб-сайте по адресу https://ir.marathonoil.com / и в таблицах ниже. Marathon Oil настоятельно рекомендует инвесторам ознакомиться с консолидированной финансовой отчетностью Компании и публичными отчетами во всей их полноте и не полагаться на какой-либо отдельный финансовый показатель.
Настоящий релиз содержит прогнозные заявления по смыслу Раздела 27A Закона о ценных бумагах 1933 года и Раздела 21E Закона о ценных бумагах и биржах 1934 года. Все заявления, кроме заявлений об исторических фактах, включая, помимо прочего, заявления о будущих капитальных бюджетах и ассигнованиях Компании, будущих результатах (как абсолютных, так и относительных), ожидаемом скорректированном свободном денежном потоке, ставках реинвестирования, будущем погашении долга и сроках его погашения, доходности инвесторам (включая дивиденды и выкуп акций, и сроки их выполнения), бизнес-стратегия, руководство по капитальным затратам, руководство по производству, руководство по доходам по методу долевого участия и другие планы и цели для будущих операций являются прогнозными заявлениями. Такие слова, как "предвидеть", "верить", "продолжать", "мог бы", "оценить", "ожидать", "прогноз", "будущее", "руководство", "намереваться", "может", "перспектива", "план", "позиционируется", ""проект", "стремиться", "должен", "цель", "будет", "хотел бы" или подобные слова могут использоваться для обозначения прогнозных заявлений; однако отсутствие этих слов не означает, что заявления не являются прогнозными. Хотя компания считает, что его предположения относительно будущих событий являются обоснованными, целый ряд факторов может стать причиной существенного отличия фактических результатов от планируемых, в том числе, но не ограничиваясь: условия в нефтяной и газовой промышленности, в том числе предложение/спрос этажность для сырой нефти и конденсата, жидких углеводородов и природного газа и в результате воздействия на цены; изменения ожидаемого резерва или производственных уровней; изменения в политической или экономической ситуации в США и Экваториальной Гвинеи, включая изменения валютных курсов, процентных ставок, темпы инфляции и мирового и российского рынка условиях; меры, принятые членами Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК) и Россией влияет на производстве и ценообразовании на нефть и других мировых и внутренних политических, экономических или дипломатических событиях; капитал для освоения и развития; риски, связанные с хеджированием деятельности; добровольных или недобровольных сокращениях, отменах или задержках некоторых буровых работ; производство сроков; обязательства или корректирующие действия, вытекающие из судебных разбирательств, других процессуальных действий и расследований или предполагаемых нарушений закона или разрешений; бурение и операционные риски; отсутствие или нарушение, доступ к емкости, трубопроводы или другие методы транспортировки; наличие буровых установок, материалов и работ, в том числе связанные с этим расходы; трудности в получении необходимых согласований и разрешений; наличие, стоимость, условия и сроки выдачи и исполнения, конкуренция и вызовы, полезных ископаемых, лицензий и аренды, а также правительственных и иных разрешительных документов, а права-из сторону, и наша способность удерживать минеральные лицензий и договоров аренды; неисполнение третьими лицами договорных или правовых обязательств, в том числе вследствие банкротства; неожиданные события, которые могут повлиять на распределений с нашего метода долевого участия инвестирования; изменения в наши кредитные рейтинги; опасностей, таких как погодные условия, здравоохранения пандемией (в том числе COVID-19), военные действия или террористические акты и правительственные или военные связи; угрозы безопасности, в том числе угроз кибербезопасности и прерывая своей деятельности и операций с нарушениями наших информационно-технических систем, или нарушения информационно-технологических систем, услуги и инфраструктура третьим лицам, с которыми мы ведем бизнес; изменения в безопасности, санитарных, экологических, налоговых и иных нормативных правовых актов, требований и инициатив, включая инициативы по ликвидации последствий глобального изменения климата, выбросы в воздух, воду или управления; прочая геологических, эксплуатационных и экономических соображений; и факторы риска, заявления и вызовы и неопределенности, описанные в 2021 годовой отчет по форме 10-K, квартальных отчетах по форме 10-Q и других публичных документах и пресс-релизах, доступны на https://ir.marathonoil.com/. За исключением случаев, предусмотренных законом, Компания не берет на себя никаких обязательств по пересмотру или обновлению каких-либо прогнозных заявлений в результате новой информации, будущих событий или иным образом.
Контактное лицо по связям со СМИ: Кэти Сауве: 713-296-3915
Контакты по связям с инвесторами: Гай Бабер: 713-296-1892 Джон Рид: 713-296-4380
Consolidated Statements of Income (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
(In millions, except per share data) |
2022 |
2021 |
2021 |
Revenues and other income: |
|||
Revenues from contracts with customers |
$ 1,761 |
$ 1,732 |
$ 1,177 |
Net gain (loss) on commodity derivatives |
(143) |
15 |
(153) |
Income (loss) from equity method investments |
127 |
74 |
44 |
Net gain (loss) on disposal of assets |
— |
(27) |
— |
Other income |
8 |
6 |
3 |
Total revenues and other income |
1,753 |
1,800 |
1,071 |
Costs and expenses: |
|||
Production |
152 |
156 |
121 |
Shipping, handling and other operating |
185 |
189 |
152 |
Exploration |
11 |
27 |
21 |
Depreciation, depletion and amortization |
423 |
516 |
496 |
Impairments |
— |
— |
1 |
Taxes other than income |
104 |
109 |
74 |
General and administrative |
73 |
64 |
89 |
Total costs and expenses |
948 |
1,061 |
954 |
Income (loss) from operations |
805 |
739 |
117 |
Net interest and other |
(22) |
(59) |
(13) |
Other net periodic benefit (costs) credits |
4 |
3 |
3 |
Income (loss) before income taxes |
787 |
683 |
107 |
Provision (benefit) for income taxes |
(517) |
34 |
10 |
Net income (loss) |
$ 1,304 |
$ 649 |
$ 97 |
Adjusted Net Income (Loss) |
|||
Net income (loss) |
$ 1,304 |
$ 649 |
$ 97 |
Adjustments for special items (pre-tax): |
|||
Net (gain) loss on disposal of assets |
— |
27 |
— |
Proved property impairments |
— |
— |
1 |
Exploratory dry well costs, unproved property impairments and other |
— |
16 |
— |
Pension settlement |
— |
1 |
— |
Unrealized (gain) loss on derivative instruments |
114 |
(146) |
82 |
Unrealized (gain) loss on interest rate swaps |
26 |
43 |
(41) |
Reduction in workforce |
— |
— |
11 |
Other |
27 |
5 |
16 |
Benefit for income taxes related to special items (a) |
(37) |
(3) |
— |
Valuation allowance |
(685) |
— |
— |
Adjustments for special items |
(555) |
(57) |
69 |
Adjusted net income (loss) (b) |
$ 749 |
$ 592 |
$ 166 |
Per diluted share: |
|||
Net income (loss) |
$ 1.78 |
$ 0.84 |
$ 0.12 |
Adjusted net income (loss) (b) |
$ 1.02 |
$ 0.77 |
$ 0.21 |
Weighted average diluted shares |
732 |
773 |
789 |
(a) |
For the first quarter 2022, we applied the U.S. statutory rate of 22% to our special items. The tax benefit of $3 million for the fourth quarter 2021 was the result of revaluing our deferred taxes as a result of the reduction in our ownership interest in EGHoldings. The remaining special items in both the fourth and first quarters of 2021 pertain to our U.S. operations and did not incur a tax provision/benefit as we maintained a full valuation allowance on our net federal deferred tax assets. |
(b) |
Non-GAAP financial measure. See "Non-GAAP Measures" above for further discussion. |
Supplemental Data (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
(Per share) |
2022 |
2021 |
2021 |
Adjusted Net Income (Loss) Per Diluted Share |
|||
Net income (loss) |
$ 1.78 |
$ 0.84 |
$ 0.12 |
Adjustments for special items (pre-tax): |
|||
Net (gain) loss on disposal of assets |
— |
0.03 |
— |
Proved property impairments |
— |
— |
— |
Exploratory dry well costs, unproved property impairments and other |
— |
0.02 |
— |
Pension settlement |
— |
— |
— |
Unrealized (gain) loss on derivative instruments |
0.16 |
(0.19) |
0.10 |
Unrealized (gain) loss on interest rate swaps |
0.04 |
0.06 |
(0.05) |
Reduction in workforce |
— |
— |
0.01 |
Other |
0.03 |
0.01 |
0.03 |
Benefit for income taxes related to special items |
(0.05) |
— |
— |
Valuation allowance |
(0.94) |
— |
— |
Adjustments for special items |
(0.76) |
(0.07) |
0.09 |
Adjusted net income (loss) per share (a) |
$ 1.02 |
$ 0.77 |
$ 0.21 |
(a) |
Non-GAAP financial measure. See "Non-GAAP Measures" above for further discussion. |
Supplemental Data (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
(In millions) |
2022 |
2021 |
2021 |
Segment income (loss) |
|||
United States |
$ 661 |
$ 553 |
$ 212 |
International |
115 |
106 |
50 |
Not allocated to segments |
528 |
(10) |
(165) |
Net income (loss) |
$ 1,304 |
$ 649 |
$ 97 |
Cash flows |
|||
Net cash provided by operating activities |
$ 1,067 |
$ 1,146 |
$ 622 |
Changes in working capital |
213 |
(45) |
15 |
Net cash provided by operating activities before changes in working capital (a) |
$ 1,280 |
$ 1,101 |
$ 637 |
Adjusted free cash flow |
|||
Net cash provided by operating activities before changes in working capital (a) |
$ 1,280 |
$ 1,101 |
$ 637 |
Adjustments: |
|||
Capital expenditures (accrued) |
(348) |
(251) |
(184) |
EG return of capital and other |
8 |
48 |
(10) |
Adjusted free cash flow (a) |
$ 940 |
$ 898 |
$ 443 |
Capital expenditures (accrued) |
|||
Cash additions to property, plant and equipment |
$ (332) |
$ (274) |
$ (209) |
Change in capital accrual |
(16) |
23 |
25 |
Additions to other assets |
— |
— |
— |
Total capital expenditures (accrued) (a) |
$ (348) |
$ (251) |
$ (184) |
(a) |
Non-GAAP financial measure. See "Non-GAAP Measures" above for further discussion. |
Supplemental Data (Unaudited) |
2022 Adjusted Free Cash Flow Outlook |
|
(In millions) |
Updated (a) |
Original (b) |
Expected cash flows |
||
Net cash provided by operating activities |
$ 5,800 |
$ 4,400 |
Changes in working capital |
200 |
— |
Net cash provided by operating activities before changes in working capital (c) |
$ 6,000 |
$ 4,400 |
Expected adjusted free cash flow |
||
Net cash provided by operating activities before changes in working capital (c) |
$ 6,000 |
$ 4,400 |
Adjustments: |
||
Capital expenditures (accrued) |
(1,300) |
(1,200) |
EG return of capital and other |
— |
— |
Expected adjusted free cash flow (c) |
$ 4,700 |
$ 3,200 |
(a) |
Based upon a $100/bbl WTI and $6/MMbtu Henry Hub price assumption. |
(b) |
Based upon an $80/bbl WTI and $4/MMbtu Henry Hub price assumption. |
(c) |
Non-GAAP financial measure. See "Non-GAAP Measures" above for further discussion. |
Supplemental Data (Unaudited) |
Three Months Ended |
2022 Outlook |
||
(In millions, except percentage data) |
Mar. 31 2022 |
Updated (a) |
Original (b) |
|
Sources of Cash |
||||
Net cash provided by operating activities before changes in working capital (c) |
$ 1,280 |
$ 6,000 |
$ 4,400 |
|
EG return of capital and other |
8 |
— |
— |
|
Sources of Cash |
1,288 |
6,000 |
4,400 |
|
Capital expenditures (accrued) |
$ 348 |
$ 1,300 |
$ 1,200 |
|
Reinvestment rate (c) |
27 % |
22 % |
27 % |
(a) |
Based upon a $100/bbl WTI and $6/MMbtu Henry Hub price assumption. |
(b) |
Based upon an $80/bbl WTI and $4/MMbtu Henry Hub price assumption. |
(c) |
Non-GAAP financial measure. See "Non-GAAP Measures" above for further discussion. |
Supplemental Statistics (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
Net Production |
2022 |
2021 |
2021 |
Equivalent Production (mboed) |
|||
United States |
281 |
304 |
276 |
International |
64 |
49 |
69 |
Total net production |
345 |
353 |
345 |
Oil Production (mbbld) |
|||
United States |
158 |
172 |
160 |
International |
10 |
9 |
12 |
Total net production |
168 |
181 |
172 |
Supplemental Statistics (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
2022 |
2021 |
2021 |
|
United States - net sales volumes |
|||
Crude oil and condensate (mbbld) |
158 |
171 |
159 |
Eagle Ford |
53 |
60 |
50 |
Bakken |
77 |
81 |
77 |
Oklahoma |
12 |
13 |
12 |
Northern Delaware |
11 |
12 |
15 |
Other United States (a) |
5 |
5 |
5 |
Natural gas liquids (mbbld) |
64 |
70 |
53 |
Eagle Ford |
14 |
17 |
12 |
Bakken |
26 |
27 |
19 |
Oklahoma |
17 |
19 |
17 |
Northern Delaware |
4 |
5 |
4 |
Other United States (a) |
3 |
2 |
1 |
Natural gas (mmcfd) |
350 |
379 |
378 |
Eagle Ford |
80 |
94 |
91 |
Bakken |
91 |
95 |
93 |
Oklahoma |
132 |
146 |
145 |
Northern Delaware |
30 |
30 |
35 |
Other United States (a) |
17 |
14 |
14 |
Total United States (mboed) |
280 |
304 |
275 |
International - net sales volumes |
|||
Crude oil and condensate (mbbld) |
8 |
13 |
9 |
Equatorial Guinea |
8 |
13 |
9 |
Natural gas liquids (mbbld) |
7 |
5 |
8 |
Equatorial Guinea |
7 |
5 |
8 |
Natural gas (mmcfd) |
276 |
207 |
295 |
Equatorial Guinea |
276 |
207 |
295 |
Total International (mboed) |
61 |
53 |
66 |
Total Company - net sales volumes (mboed) |
341 |
357 |
341 |
Net sales volumes of equity method investees |
|||
LNG (mtd) |
3,489 |
2,213 |
3,766 |
Methanol (mtd) |
982 |
776 |
1,092 |
Condensate and LPG (boed) |
6,914 |
6,123 |
10,730 |
(a) |
Includes sales volumes from the sale of certain non-core proved properties in our United States segment. |
Supplemental Statistics (Unaudited) |
Three Months Ended |
||
Mar. 31 |
Dec. 31 |
Mar. 31 |
|
2022 |
2021 |
2021 |
|
United States - average price realizations (a) |
|||
Crude oil and condensate ($ per bbl) (b) |
$ 94.43 |
$ 77.03 |
$ 55.38 |
Eagle Ford |
96.38 |
77.68 |
57.52 |
Bakken |
93.80 |
76.49 |
53.65 |
Oklahoma |
94.08 |
77.39 |
55.63 |
Northern Delaware |
92.47 |
77.70 |
57.06 |
Other United States (c) |
88.79 |
75.26 |
54.83 |
Natural gas liquids ($ per bbl) |
$ 37.32 |
$ 34.99 |
$ 23.94 |
Eagle Ford |
35.50 |
34.26 |
24.43 |
Bakken |
38.21 |
34.79 |
23.22 |
Oklahoma |
38.02 |
36.42 |
25.08 |
Northern Delaware |
35.29 |
33.79 |
22.60 |
Other United States (c) |
36.98 |
33.85 |
20.89 |
Natural gas ($ per mcf) |
$ 4.79 |
$ 5.24 |
$ 6.31 |
Eagle Ford |
4.51 |
5.25 |
5.78 |
Bakken |
5.28 |
5.58 |
2.96 |
Oklahoma |
4.71 |
5.08 |
8.36 |
Northern Delaware |
4.54 |
4.68 |
7.85 |
Other United States (c) |
4.49 |
5.65 |
6.81 |
International - average price realizations |
|||
Crude oil and condensate ($ per bbl) |
$ 59.63 |
$ 71.29 |
$ 44.13 |
Equatorial Guinea |
59.63 |
71.29 |
44.13 |
Natural gas liquids ($ per bbl) |
$ 1.00 |
$ 1.00 |
$ 1.00 |
Equatorial Guinea (d) |
1.00 |
1.00 |
1.00 |
Natural gas ($ per mcf) |
$ 0.24 |
$ 0.24 |
$ 0.24 |
Equatorial Guinea (d) |
0.24 |
0.24 |
0.24 |
Benchmark |
|||
WTI crude oil (per bbl) |
$ 95.01 |
$ 77.10 |
$ 58.14 |
Brent (Europe) crude oil (per bbl) (e) |
$ 100.30 |
$ 79.59 |
$ 60.82 |
Mont Belvieu NGLs (per bbl) (f) |
$ 38.24 |
$ 35.39 |
$ 23.98 |
Henry Hub natural gas (per mmbtu) (g) |
$ 4.95 |
$ 5.83 |
$ 2.69 |
(a) |
Excludes gains or losses on commodity derivative instruments. |
(b) |
Inclusion of realized gains (losses) on crude oil derivative instruments would have decreased average price realizations by $2.00 for the first quarter 2022, by $4.86 for the fourth quarter 2021 and by $4.61 for the first quarter 2021. |
(c) |
Includes sales volumes from the sale of certain non-core proved properties in our United States segment. |
(d) |
Represents fixed prices under long-term contracts with Alba Plant LLC, Atlantic Methanol Production Company LLC and/or Equatorial Guinea LNG Holdings Limited, which are equity method investees. The Alba Plant LLC processes the NGLs and then sells secondary condensate, propane, and butane at market prices. Marathon Oil includes its share of income from each of these equity method investees in the International segment. |
(e) |
Average of monthly prices obtained from Energy Information Administration website. |
(f) |
Bloomberg Finance LLP: Y-grade Mix NGL of 55% ethane, 25% propane, 5% butane, 8% isobutane and 7% natural gasoline. |
(g) |
Settlement date average per mmbtu. |
В следующей таблице приведены непогашенные производные контракты по состоянию на 2 мая 2022 года и средневзвешенные цены по этим контрактам:
2022 |
2023 |
||||||
Second Quarter |
Third Quarter |
Fourth Quarter |
First Quarter |
||||
Crude Oil |
|||||||
NYMEX WTI Three-Way Collars |
|||||||
Volume (Bbls/day) |
50,000 |
30,000 |
30,000 |
— |
|||
Weighted average price per Bbl: |
|||||||
Ceiling |
$ 98.79 |
$ 97.52 |
$ 97.52 |
$ — |
|||
Floor |
$ 58.00 |
$ 56.67 |
$ 56.67 |
$ — |
|||
Sold put |
$ 48.00 |
$ 46.67 |
$ 46.67 |
$ — |
|||
NYMEX Roll Basis Swaps |
|||||||
Volume (Bbls/day) |
60,000 |
60,000 |
60,000 |
— |
|||
Weighted average price per Bbl |
$ 0.67 |
$ 0.67 |
$ 0.67 |
$ — |
|||
Natural Gas |
|||||||
Henry Hub ("HH") Three-Way Collars |
|||||||
Volume (MMBtu/day) |
100,000 |
100,000 |
100,000 |
— |
|||
Weighted average price per MMBtu |
|||||||
Ceiling |
$ 7.13 |
$ 7.13 |
$ 7.13 |
$ — |
|||
Floor |
$ 3.88 |
$ 3.88 |
$ 3.88 |
$ — |
|||
Sold Put |
$ 2.88 |
$ 2.88 |
$ 2.88 |
$ — |
|||
HH Two-Way Collars |
|||||||
Volume (MMBtu/day) |
— |
— |
50,000 |
50,000 |
|||
Weighted average price per MMBtu: |
|||||||
Ceiling |
$ — |
$ — |
$ 19.28 |
$ 19.28 |
|||
Floor |
$ — |
$ — |
$ 5.00 |
$ 5.00 |
ИСТОЧНИК Marathon Oil Corporation
Показать большеПоказать меньше