+$1,80 (+4,22%)
Precio Histórico
+$10,70 (+31,69%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$59,68
$44,00 - $72,00
$60,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$5,42
$5,29
$22,91B
Indicadores en vivo
Indicadores que cambian con el precio actual (P/E, P/FCF, dividend yield, beta) y cifras del último período. Se actualizan en tiempo real. Los valores en verde indican métricas favorables.
EPS
3,59
P/E Ratio
12,38
P/FCF
1,79
Dividend Yield
2,44%
Profit Margin
14,17%
Beta
0,43
Ingresos
$16,00B
EBITDA
$6,72B
FCF
$1,61B
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de DVN
Tesis ejecutiva de la situación de la empresa
Fortalezas, debilidades y riesgos materiales
Valuación frente a sus pares y calidad de balance
Lectura del momentum de resultados, todo enmarcado en datos
Análisis fundamental detallado
Ratios estructurales de valuación, rentabilidad, solvencia y crecimiento, tomados del último balance reportado. Los valores en verde indican métricas favorables.
Valuación
P/B
1,83
EV/EBITDA
5,22
PEG
2,92
P/S
1,78
Rentabilidad
ROE
15,18%
ROIC
12,54%
ROA
6,07%
Margen Bruto
46,93%
Margen Operativo
6,86%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
0,56
Current Ratio
1,01
Quick Ratio
0,85
Caja Total
$1,76B
Deuda Total
$8,70B
Crecimiento
Crec. Ingresos
-0,80%
Crec. Ganancias
-75,30%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de Devon Energy Corporation, el informe anual auditado que toda empresa que cotiza en Estados Unidos presenta ante la SEC (Securities and Exchange Commission, el regulador del mercado). Acá va lo que importa de ese documento: cómo gana plata la empresa, qué riesgos declara ella misma y cómo explicó el management el año.
Filing presentado el 18/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
Devon Energy es una empresa independiente de exploración y producción de petróleo, gas natural y NGLs con operaciones 100% onshore en EE.UU., que gana plata vendiendo hidrocarburos extraídos de cuatro cuencas core (Delaware Basin, Rockies, Eagle Ford y Anadarko Basin) y complementa sus ingresos con actividades de marketing y midstream.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
Oil and Gas Exploration and Production (single reportable segment): Exploración, desarrollo y producción de petróleo crudo, gas natural y NGLs en cuencas onshore de EE.UU.: Delaware Basin (59% de la producción combinada en MBoe/d), Rockies (23%), Eagle Ford (8%) y Anadarko Basin (10%). Complementa con actividades de marketing de commodities comprados a terceros y servicios de midstream (gathering, transporte, compresión) para otros productores.
100% Estados Unidos, onshore: Delaware Basin (TX/NM), Rockies (Williston Basin/Powder River Basin), Eagle Ford (TX) y Anadarko Basin (OK/TX)Ventajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
Devon opera a escala de 840 MBoe/d de producción combinada en 2025 (12% más que 2024 en oil), con $6.7 billion de operating cash flow. La escala le permite reducir G&A por Boe a $1.60 en 2025 (vs $1.85 en 2024), y absorber el costo de adquisiciones como Grayson Mill ($5.0 billion) expandiendo operationally el portfolio.
El field-level cash margin de $24.97/Boe total en 2025 refleja un control de costos operativos que incluye LOE de $6.27/Boe y G&P de $2.71/Boe. El business optimization plan anunciado en abril 2025 apunta a $1 billion de mejora anual en pre-tax free cash flow para fin de 2026, con ~85% ($850 million) ya capturado al cierre de 2025.
Devon posee acreage premium en el core económico del Delaware Basin, con 278 MMBoe de extensiones y descubrimientos en 2025 solo en esa cuenca. El portafolio de reservas probadas tiene una cobertura de inventario profunda, con proved undeveloped reserves que crecieron 33% a 584 MMBoe al cierre de 2025.
Devon tiene capacidad asegurada en el pipeline Matterhorn (retenida incluso tras vender su participación accionaria en 2025 por $409 million) y dedica producción a joint ventures de infraestructura propios como Catalyst (50% en gathering y procesamiento en Stateline, Delaware Basin, hasta 2038) y WaterBridge (14%, agua producida en Delaware Basin y Eagle Ford hasta 2038).
El dato más llamativo es la fusión de iguales anunciada el 1 de febrero de 2026 con Coterra Energy, una transacción todo-acciones que crearía un operador shale de gran capitalización con sinergias anuales sostenibles de $1 billion. Devon además ejecutó en 2025 un business optimization plan de $1 billion de mejora en free cash flow pre-tax, alcanzando ~85% del objetivo antes de fin de año, simultáneamente con la adquisición del Williston Basin de Grayson Mill cerrada en septiembre 2024 por $5 billion que expandió la producción de oil en 12% interanual. También resulta notable que Devon monetizó su participación en el pipeline Matterhorn por $409 million y racionalizó activos inmobiliarios de sus headquarters, registrando $254 million en impairments, como parte de una estrategia de simplificación del balance. La inversión en Fervo (geotermia) por $167 million acumulados a fin de 2025 sugiere una apuesta incipiente por tecnologías de energía no convencional.
Los riesgos que declara la propia empresa
Todo 10-K trae una sección de factores de riesgo, y la mayoría es boilerplate legal que aparece en cualquier filing. Estos son los que de verdad distinguen a Devon Energy Corporation, ordenados por materialidad:
1. Fusión con Coterra: integración fallida y multa de $865M si se cancela
Devon tiene una fusión pendiente con Coterra Energy que concentra riesgos de integración, restricciones operativas durante el período previo al cierre y una exposición de $865 millones en caso de terminación del acuerdo. El merger agreement limita activamente la capacidad de Devon de realizar adquisiciones, desinversiones y gastos de capital no presupuestados mientras la operación está pendiente. La fecha límite de cierre es el 1 de agosto de 2026 y ya existen condiciones regulatorias que podrían retrasar o impedir el cierre.
Si se materializa: Si la fusión no se completa, Devon enfrentaría reacciones negativas de mercado, costos significativos ya incurridos sin beneficio, distracción gerencial, y el pago de un termination fee de $865 millones a Coterra. Si se completa pero la integración falla, los sinergias anticipadas no se materializarían y el precio de la acción podría caer.
2. Deuda de $8.4 mil millones con riesgo de downgrade crediticio
Al 31 de diciembre de 2025, Devon tenía $8.4 mil millones en deuda total, lo que limita su flexibilidad financiera y la expone a condiciones adversas de mercado. Un downgrade en su calificación crediticia activaría costos adicionales en su Senior Credit Facility y el Term Loan, además de potencialmente requerir el otorgamiento de cartas de crédito adicionales bajo sus contratos existentes. Esta carga financiera se agrava en un entorno de precios de commodities volátiles.
Si se materializa: Un downgrade dificultaría el acceso a financiamiento, elevaría las tasas de interés sobre la deuda existente y podría impedir la ejecución de adquisiciones o el sostenimiento del programa de dividendos.
3. Regulación de fracking, disposición de agua y sismicidad en Cuenca Pérmica y Powder River
Devon opera extensamente en el Delaware Basin (Cuenca Pérmica) y Powder River Basin bajo tierras federales y estatales sujetas a regulaciones de hydraulic fracturing y disposición de agua producida que se están endureciendo activamente. La Railroad Commission of Texas suspendió todos los permisos de pozos de disposición en la zona Northern Culberson-Reeves por preocupaciones sísmicas, área directamente relevante para las operaciones de Devon en el Delaware Basin. Además, Nuevo México implementó protocolos de limitación de tasas de inyección vinculados a actividad sísmica específica.
Si se materializa: Restricciones en la capacidad de disposición de agua producida podrían forzar la reducción de planes de desarrollo, incrementar costos operativos significativamente y en casos extremos requerir la interrupción de producción en áreas clave.
4. Devon identificada como responsable potencial bajo la Climate Superfund Law de Nueva York
Devon fue identificada por el estado de Nueva York como potentially responsible party bajo la Climate Superfund Law promulgada en diciembre de 2024, que impone cargos a emisores con nexo con el estado que hayan liberado más de mil millones de toneladas de CO2 durante 2000-2018. Vermont tiene una ley similar ya en vigor, y legislación análoga se está tramitando en California, Massachusetts y New Jersey. Al momento del filing, Devon no había recibido aún una demanda de recuperación de costos, pero la exposición está formalmente reconocida.
Si se materializa: Una determinación de responsabilidad bajo estas leyes podría resultar en pagos materiales al estado de Nueva York y potencialmente a otros estados que adopten legislación similar, sin que exista claridad aún sobre el monto específico.
5. Ciberseguridad: incidentes confirmados en Devon y proveedores, con dependencia creciente de IA
El filing confirma explícitamente que tanto Devon como ciertos service providers han experimentado incidentes de ciberseguridad, aunque ninguno ha tenido impacto material hasta la fecha. La empresa está ampliando activamente su uso de inteligencia artificial, automatización de procesos y analítica de datos, lo que incrementa la superficie de ataque. La dependencia en infraestructura de terceros (midstream, redes eléctricas, proveedores cloud) agrega vectores de riesgo indirectos que Devon no controla.
Si se materializa: Un ataque exitoso podría interrumpir la producción y transporte de hidrocarburos, comprometer información confidencial o propietaria, generar costos de remediación y litigios, y dañar la reputación. El uso de IA introduce riesgos adicionales de divulgación no autorizada de información.
Concentraciones que el filing reconoce
Dependencias fuertes de pocos clientes, proveedores o mercados. Cuanto más concentrado el negocio, más lo golpea un solo evento:
Geografía: Operaciones concentradas en el Delaware Basin y Powder River Basin, bajo tierras federales y estatales con regulaciones de fracking y disposición de agua que se están endureciendo activamente en esas áreas específicas.
Regulación: Dependencia en permisos federales para operar en tierras federales del Delaware Basin y Powder River Basin, con riesgo de restricciones adicionales por cambios en política del Department of the Interior y la EPA.
Lo más llamativo de esta sección es la combinación de dos riesgos inusuales que pocas empresas del sector tendrían simultáneamente en el mismo filing: la fusión pendiente con Coterra Energy con su cláusula de terminación de $865 millones y la identificación formal de Devon como responsible party bajo la Climate Superfund Law de Nueva York, un riesgo legal emergente y sin precedente en la industria. El filing también es notable por confirmar explícitamente que Devon y algunos de sus proveedores ya experimentaron incidentes de ciberseguridad, una admisión directa poco frecuente. Finalmente, el disclosure sobre la Railroad Commission of Texas suspendiendo permisos de disposición en Northern Culberson-Reeves es un riesgo geográficamente específico y cuantificable que afecta directamente el núcleo operativo de Devon en el Delaware Basin.
El año según el management
El MD&A (Management's Discussion and Analysis) es la parte del 10-K donde la dirección explica los resultados con sus propias palabras. La lectura del año fiscal:
Devon generó $6.7B de operating cash flow en FY2025, con earnings atribuibles de $2.6B ($4.17 por acción diluida), sosteniendo producción récord de 389 MBbls/d de oil (+12% YoY) a pesar de una caída del 14% en el precio WTI, respaldado por la adquisición de Grayson Mill y avances del plan de optimización de $1.0B.
Qué empujó los resultados
- Mayor volumen de producción, principalmente por la adquisición de Grayson Mill en Rockies (cerrada en Q3 2024) y nueva actividad de pozos en el Delaware Basin. (+$1.4B de contribución a las ganancias YoY. Oil total: 389 MBbls/d en 2025 vs. 347 MBbls/d en 2024 (+12%). Rockies oil +64% YoY (107 vs. 65 MBbls/d). Producción combinada +14% a 840 MBoe/d.). Segmento: Rockies y Delaware Basin
- Aumento significativo en el precio realizado del gas natural, impulsado por la suba del índice Henry Hub. (Henry Hub promedio: $3.43/Mcf en 2025 vs. $2.27/Mcf en 2024 (+51%). Precio realizado unhedged de gas: $1.67/Mcf vs. $0.91/Mcf (+84%).)
- Mejora en hedge cash settlements de oil y cambio favorable en la valuación de derivados de commodities. (Total cash settlements de hedges: $232M en 2025 vs. $197M en 2024 (+18%). Oil hedge settlements: $162M vs. $44M en 2024 (+268%). Cambio en valuación de derivados: $170M positivo en 2025 vs. ($176M) negativo en 2024, un cambio de $346M en earnings.)
Qué jugó en contra
- Caída significativa en el precio realizado del oil y de NGLs, impulsada por la baja del índice WTI y Mont Belvieu, generada por incertidumbre económica en comercio global, geopolítica y anuncios de aumento de producción de OPEC+. (-$1.3B de contribución a las ganancias YoY. WTI promedio: $64.87/Bbl en 2025 vs. $75.79/Bbl en 2024 (-14%). Precio realizado oil unhedged: $62.77 vs. $73.78 (-15%). Precio realizado NGL unhedged: $18.28 vs. $20.20 (-9%).)
- Aumento de gastos de producción (LOE y GP&T) por la mayor actividad en Rockies post-Grayson Mill y nueva actividad en Delaware Basin. (Total production expenses: $3,567M en 2025 vs. $3,183M en 2024 (+12%). LOE: $1,922M vs. $1,574M (+22%). LOE por Boe: $6.27 vs. $5.83 (+8%).). Segmento: Rockies y Delaware Basin
- Impairment de activos inmobiliarios de headquarters y aumento en costos de financiamiento neto. (Asset impairments: $254M en 2025 (vs. $0 en 2024), por racionalización de dos activos inmobiliarios en Q1 2025. Net financing costs: $455M en 2025 vs. $363M en 2024 (+$92M).)
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Recompras de acciones: Recompra de 30.8 millones de acciones por $1.05B en 2025 (vs. $1.06B en 2024). Desde el inicio del programa autorizado de $5.0B, se recompraron aproximadamente 100 millones de acciones por $4.4B ($44.02/acción). El programa vence el 30 de junio de 2026 pero fue suspendido por el Merger Agreement con Coterra anunciado el 1 de febrero de 2026.
Dividendos: Dividendos pagados de $619M en 2025 (vs. $937M en 2024, que incluía $377M de dividendos variables). Dividendo fijo trimestral de $0.24/acción (raise del 9% desde $0.22 en Q1 2025). Devon no pagó dividendo variable en 2025. En febrero de 2026, declaró dividendo de $0.24/acción pagadero en Q1 2026 (~$149M). Post-merger con Coterra, se planea un dividendo trimestral de $0.315/acción.
Capex (inversión en activos): Capital expenditures de $3,592M en 2025 (vs. $3,645M en 2024), representando el 54% del operating cash flow. Desglose: Delaware Basin $1,834M, Rockies $858M, Eagle Ford $575M, Anadarko Basin $150M, Midstream $118M. Budget 2026: $3.5B-$3.7B, aproximadamente 4% menor a 2025.
M&A (compras y ventas de negocios): En 2025: adquisición de los intereses minoritarios restantes en Cotton Draw Midstream (CDM) por $260M (completada el 1 de agosto de 2025). También se realizaron adquisiciones menores de terrenos fiscales y federales en el Delaware Basin por $322M. Desinversiones: venta de la inversión en Matterhorn por $409M (ganancia pre-tax de $342M) y venta de activos inmobiliarios de headquarters por $134M, totalizando $545M de cash proceeds. En 2026: Merger Agreement all-stock con Coterra anunciado el 1 de febrero de 2026, esperado cerrar en Q2 2026, con $1.0B en sinergias anuales sostenibles.
Deuda: En 2025, Devon redimió anticipadamente $485M de senior notes al 5.85% con vencimiento en diciembre de 2025 bajo derechos de par-call. Deuda total outstanding: $8.4B, de los cuales aproximadamente $1.0B clasificado como short-term. Ratio deuda/capitalización: 24.8% al 31 de diciembre de 2025, bajo el covenant máximo de 65%. En 2024 se emitieron $3.25B de deuda para financiar Grayson Mill.
Caja al cierre: $1.4B de cash al cierre de 2025 (vs. $846M al cierre de 2024). Liquidez total: $4.4B, incluyendo $3.0B de capacidad disponible bajo el Senior Credit Facility (extendido hasta marzo de 2030).
El hecho más llamativo es el anuncio del Merger Agreement all-stock con Coterra Energy el 1 de febrero de 2026, una operación de merger de iguales con $1.0B de sinergias anuales sostenibles esperadas y una nueva autorización de recompra de acciones superior a $5B post-cierre, que suspendió el programa de buybacks vigente. Adicionalmente, Devon registró $254M de impairment de activos inmobiliarios de headquarters en Q1 2025, acompañados de la venta de esos activos por $134M y el pago de $274M para extinguir un finance lease asociado, como parte de una racionalización de su sede corporativa. La venta de la inversión en Matterhorn por $409M generó una ganancia pre-tax de $342M ($266M neta de impuestos). El signing del OBBB el 4 de julio de 2025, que reinstauró el 100% de bonus depreciation, se espera genere beneficios materiales de caja cuyo monto exacto depende de resultados operativos futuros y guía del Tesoro de EE.UU.
Resumen generado por Warren AI a partir del texto del 10-K presentado ante la SEC. Un resumen nunca reemplaza al documento: si una cifra pesa en tu decisión, verificala en el filing original. Esto es material educativo y no constituye una recomendación de inversión.
Dividendos
Pagos por acción registrados. 82 pagos desde 13/06/2006.
Dividendo anual por acción
Pagos recientes
| Ex-date | Pago | Monto |
|---|---|---|
| 13/03/2026 | N/A | $0,24 |
| 15/12/2025 | N/A | $0,24 |
| 15/09/2025 | N/A | $0,24 |
| 13/06/2025 | N/A | $0,24 |
| 14/03/2025 | N/A | $0,24 |
| 13/12/2024 | N/A | $0,22 |
| 13/09/2024 | N/A | $0,44 |
| 14/06/2024 | N/A | $0,35 |