Septiembre 2017

Dos proyectos de gas casi triplicarán la producción de gas en Diciembre 2018(1)

(1) Desde 85 → 230 MMcf/d, o 2.7x

2

Declaraciones Futuras

Esta presentación puede incluir ciertas “declaraciones futuras”. Todas las

declaraciones incluidas en este documento, que no sean declaraciones de hechos

históricos, incluyendo sin limitación, declaraciones relativas a planes y objetivos

futuros de Canacol Energy Ltd. o la “Corporación”, son declaraciones prospectivas

que implican varios riesgos, suposiciones, estimaciones e incertidumbres. Estas

declaraciones reflejan las actuales proyecciones internas, expectativas o creencias

de Canacol Energy y se basan en información actualmente disponible por la

administración de la Corporación. No se genera ninguna garantía de que tales

declaraciones resulten ser exactas y los resultados reales y eventos futuros

podrían diferir materialmente de los anticipados en dichas declaraciones. Todas

las declaraciones futuras contenidas en esta presentación son calificadas por estas

precauciones y los factores de riesgo descritos anteriormente. Además, todas

estas declaraciones se hacen a partir de la fecha de esta presentación y Canacol

Energy no asume ninguna obligación de actualizar o revisar dichas declaraciones.

Barriles de Crudo Equivalente

Barriles de petróleo equivalente (boe) se calcula utilizando el factor de conversión

de 5.7 Mcf (mil pies cúbicos) de gas natural equivalente a un barril de petróleo.

Boes pueden inducir a un error, en particular si se usa de manera aislada. La

proporción de conversión boe de 5.7 Mcf: 1 bbl (barril) se basa en un método de

conversión de equivalencia de energía aplicable en la punta del quemador y no

representa una equivalencia en boca de pozo.

Producción y Reservas

Producción neta representa la producción antes de regalías.

Reservas representan las reservas 2P y antes de impuestos VPN-10 al 31 de

diciembre de 2016.

USD

Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que se

indique lo contrario

Ecuador

140 280 420 560

Km

Océano Pacífico

Gas Natural

Colombia

20 bloques /2.2 MM acres netos

Crudo liviano

Crudo liviano

Shale oil

Shale oil

2

Crudo pesado

Déficit de gas

• ‘17 objetivo producción corporativa

• ↑ producción gas 85 → 130 MMcf/d (Dic ‘17)

• Capex financiado $89 MM

• Producción 18-19k boepd

% gas 81%

• ‘18 objetivo producción gas

• ↑ producción gas 130 → 230 MMcf/d (Dic ‘18)(1) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.04 / precio acción~140 MM acciones en el flotante

(2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.825) al 9/12/17(3) Al 6/30/17

Enfoque: El Camino Hacia ~$300 MM EBITDA

En MM, excepto CDN $/precio acción

TSX $/acción (9/12/17) CDN $4.04

Acciones en circulación FD(1) 177

Capitalización de mercado(2) US $590

Deuda neta(3) $230

Valor empresa “EV” US $820

Participación Junta y Gerencia 22%

3

TSX: CNE | BVC: CNE.C

Sólido Récord en Optimización de Activos314 BCF en reservas 2P adicionados en los últimos tres años

• Una historia de éxito de gas convencional

• VPN-10 de Reservas 2P $1.2 B(2)

• Éxito exploratorio en gas 8/9 pozos (89%)

• Reemplazo reservas 1P/2P 166% / 194% año/año

• Costo F&D promedio $0.44 / MCF(3)

• El operador de gas con menor costo siempre gana

En dólares americanos a menos que se indique lo contrario(1) Representa el total corporativo antes de impuestos (petróleo + gas natural) reservas 2P al 12/31/16(2) Representa las reservas 2P de gas natural al 12/31/16(3) Promedio del período de los últimos 2 años consecutivos

35

43

17 20

65 72

7 8 11 18

18

23

14

13

'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16

79

85

+52% TACC en reservas 2P

Gas

En MMboe(1)

petróleo gas

4

Para los tres meses terminados el 6/30/17

$ / MCF % margen

Ingresos gas natural $ 4.96

Regalías $ (0.64) 13%

Gastos de producción $ (0.36) 7%

Netback operativo $ 3.96 80%

85% gas

Petróleo

Mar Caribe

ChuchupaBallena

La Creciente

Cartagena

Barranquilla

Facilidades Jobo

SabanasPipeline Co.

+40 MMcf/d130 MMcf/d

Dic ‘17

• Gasoducto de $40 MM; financiación privada anunciada de $30 MM

• En Ago ‘17, construcción línea de flujo de 6 pulgadas Jobo → Sincelejo

• Gasoducto paralelo a Jobo → Sincelejo

• Construir nuevo gasoducto Cartagena→Barranquilla

+100 MMcf/d230 MMcf/d

Dic ‘18

Filadelfia

Paiva

Caracoli

Reficar

1

2

5

Dos Proyectos de Gas Casi Triplicarán la Producción de Gas en Dic ‘18

Bloques de gas Canacol

Gasoducto

‘17 gasoducto

‘18 gasoducto

Compresor

10 km

Campo de gas

12

8 campos de gas5 bloques1.1 MM acres netos

Valle Inferior del Magdalena

6

ChuchupaBallena

La Creciente

477

432

381

337

299

265

25 75

85 138

230230

0

200

400

600

'15 '16 '17E '18 E '19E '2 0 E

3 campos productores madurosChuchupa, Ballena y La Creciente

Exceso demanda

Mar Caribe

Posición Estratégica de CanacolReemplazando la oferta de gas de Chevron en el Caribe

• Demanda gas +3%/año hasta 2025e(1)

Oferta Declinación-20%/añoo -100 MMcf/d(2)

• Exceso demanda ~70 MMcf/d prom. → ‘20e

Cartagena

(1) Fuente: Wood Mackenzie y estimaciones UPME Colombia(2) Declinación promedio anual para los últimos tres años consecutivos

X

Nelson

Esperanza

VIM 5

SSJN7

VIM 19

Sincelejo

Oboe

Trombón

VIM 21

Palmer

1

(1) Reporte reservas a Dic ‘16, neto de ~50 BCF producidos(2) Reporte de recursos prospectivos de gas natural convencional de Gaffney, Cline

& Associates (“GCA”), efectivo Dic ‘16(3) Valor Monetario Esperado descontado al 10%, GCA Dic ‘16

LegendCampo de gas Prospectos / leads Facilidades Gasoducto existenteGasoducto Sabanas planeado (12/1/17)Gasoducto Promigas planeado (12/1/18)

20 km

Sólida base de producción y reservas

3 adquisiciones ('12-'14) 96 BCFReservas 2P adicionadas en los últimos 3 años 314 BCF

Reservas 2P recientes 410 BCF (1)

Éxito exploratorio en gas 8/9 pozos (89%)

Pozos productores 14

Portafolio de Recursos con Amplio Potencial

Acres netos 1.1 MM

Bloques 5

Media bruta de recursos sin riesgar 2 TCF (2)

VME-10 AI US $789 MM (3)

Prospectos / leads 44

7

• Canacol - Gas

2

Cañahuate

Jobo

‘17 Cañandonga-1

‘17 Pandereta-1

‘17 Gaitero-1

Una Historia de Éxito de Gas Convencional3 pozos exploratorios restantes para 2017

Clarinete

Níspero

Toronja

Bremen

2.5 KM

PANDERETA-1

OBOE-1FEB ‘16

CLARINETE-1DIC ‘14

ACORDEON-1

Marcador Tubará

Tubará Inferior

Mioceno Medio / Tope CDO

CDO Superior

CDO Medio

CDO Basal

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

2,200

2.400

PANDERETA-1

• Aplicando la tecnología AVO a areniscas cargadas de gas• Éxito exploratorio 8 de 9 (89%)

• Espesor prom. neto/pozo 78 ft. TVD

• Tasa prom. de prod. en prueba inicial/pozo 33 MMcf/d

• Productores 14 pozos

• >2 TPC de posibilidades(2)

La búsqueda de anomalías repetibles

Extracción AVO sobre CDO medio

Sección Fluid Factor (AVO)

(1) AVO: Amplitude vs. Offset (Anomalías de Amplitud)(2) Representa la media bruta de recursos sin riesgar del reporte de recursos de gas prospectivos de Gaffney, Cline & Associates, efectivo Dic ‘16

CLARINETE-1

8

AVO(1) Reduce el Riesgo Exploratorio314 BCF descubiertos en 8 pozos de gas en los últimos tres años

NELSON-5

NELSON-4

NELSON-3

NELSON-8PALMER-1

2

1

Estructura de tiempo Porquero Medio

1,200

1,400

1,600

1,800

2.000

2,200

2.400

Basemento

Intra Porquero

Tope CDO

Sección Fluid Factor (AVO)1KM

NELSON-2

PORQUERO

21

NELSON-6Nov ‘16

TORONJA-1Jun ‘17

Esperanza

SSJN7

VIM 5

VIM 21

VIM 19

9

• Probó 46 MMcf/d

• Objetivo exploratorio Porquero reservorio arenisco

• Costo del pozo 41% por debajo del presupuesto

• Trabajos en curso para conectar Toronja a Jobo (3 kms)

• Porosidad 20%

Perforando En Búsqueda De Anomalías Repetibles en PorqueroJun ‘17: Pozo de exploración Toronja-1 probó 46 MMcf/d

Toronja-1 Sugiere Un Amplio Potencial en el Porquero

• Nov ‘16 Nelson-6 mostró oportunidad

• Espesor neto 39 pies TVD

• Probó 23 MMcf/d

• Dic ‘16 Recompletamiento Nelson-5 en el Porquero ↑confianza

• Espesor neto 79 pies TVD

• Probó 13 MMcf/d

• Jun ‘17 Toronja-1 sugiere que hay más…

• Probó 46 MMcf/d

• Aranadala-1, Breva-1, Carambolo-1 ofrecen 3 lugares de seguimiento de exploración

TORONJA-1

BREVA-1

ARANDALA-1

CARAMBOLO-1

1 KMExtracción AVO sobre el Porquero Medio Marcador SST

NELSON-5

NELSON-6

Nelson-5 y Nelson-6 adicionaron 25 Bcfde la Formación Porquero(1)

SSJN7

VIM 5

VIM 21

VIM 19

Esperanza

10(1) Representa las reservas 2P de acuerdo al reporte de reservas a Dic ‘16

Objetivo de Exploración Pandereta-1

1KMSección Fluid Factor (AVO)

1,500

1,700

1,900

2,100

2,300

SSJN7

VIM 5

VIM 21

VIM 19

Esperanza

11

21

Basemento

Tope Basal

Tope Rojo

Tope Azul

Mioceno Medio / Tope CDO

Marcador Tubará Inferior

Marcador Tubará

2KM

1

2

Estructura de tiempo CDO medio

Pandereta-1

Pandereta-1

• Inicio perforación estimado en Octubre 2017

• Objetivo exploratorio CDO reservorio arenisco

• Perforación y pruebas $5.5 MM / ~9k ft. MD

• Días para perforar/probar 5 semanas

• 13 km del descubrimiento Clarinete

• En caso de éxito, rápida conexión con línea de flujo de 6” conectando Clarinete a Jobo

Pozo de Exploración Cañandonga-1 | 3 Zonas Potenciales Contenedoras de Gas

(1) Incluye campos Arianna y Palmer

Prospecto Línea de flujo

Campos Canacol Pozo de gas

Campos maduros

5 km

BloqueVIM 5

Bloques VIM 21 &Esperanza

Arianna

Katana

Canaflecha

Cañandonga-1

Estación Jobo

Tablón

Campo Nelson193 BCF

Nelson-5

Nelson-4

Nelson-2

Nelson-3

Níspero-1

Trombón-1

Sucre

Castor

Toronja-1

Palmer-1

• Falla estructural bien definida• Campos Canacol 240 BCF(1)

Nelson, Níspero y Trombón

• Campos con historia productiva 378 BCF

Castor, Sucre, Tablón

• Inicio Cañandonga-1 Nov 2017• Estructura cerrada contra falla

• Varios objetivos exploratorios

(CDO, Porquero, Tubará)

• Nuevo play en la formación Tubará evidenciado con procesamiento AVO

• Perforación & prueba/ Profundidad $5.5 MM /

~10k ft. MD

12

Objetivo: producir 230 MMcf/d para finales de 2018Sólo 3 pozos o $18 MM para mantener los 230 MMcf/d

13

• 85 MMcf/d hoy

• Hoy - 13 pozos de gas produciendo 85 MMcf/d

• Pozos chocados

• Potencial - 15 pozos de gas produciendo 130 MMcf/d o siendo conectados a facilidades

• A 130 MMcf/d para finales de 2017

• Eliminar cuello de botella en sistemas $5 MM de recolección

• Líneas de flujo adicionales $12 MM

• Exploración 4Q 2017

• Perforar otros 3 pozos ~$18 MM

• A 230 MMcf/d para finales de 2018

• Perforar 5-7 pozos ~$30 - $42 MM

• +50 MMcf/d capacidad de procesamiento ~$10 - $15 MM

• Líneas de flujo adicionales $10 - $12 MMConstrucción del nuevo proyecto de línea de flujo Sabanas, Sept 2017

Invertir ~$40 MM Para +40 MMcf/d en Dic ‘17→ 130 → 230 MMcf/d en Dic ‘18

EstaciónJobo

EstaciónLa Union

EstaciónSan Luis

Sincelejo

EstaciónBremen

20 km

VIM 19

SSJN 7

VIM 21

Esperanza

VIM 5

Ga

sod

uct

oP

rom

iga

s

14

Mar Caribe

• Construyendo 84 km gasoducto Sabanas + 2 estaciones compresoras

• ~42 MMcf/d de capacidad de la línea de flujo hacia Bremen

• Utilizando tubos de acero flexibles de última generación

• Los tubos flexibles no requieren soldadura y ayudan a construcción óptima (2km de tubos/día)

• EN PROGRESO – despliegue de la línea de flujo + obras civiles para estaciones compresoras

• Presupuesto de $40.6 MM

Línea de flujo$12,4

Línea de flujo$11,8

Aduana & Transporte$6,8

Social & Ambiental$4,2

Otros $4,4

+49% TACC en producción de gas

MMcf/d

Perspectiva85 → 130 → 230 MMcf/d

70 85

130

230

60

100

140

180

220

'16 '17 '17 exit '18 exit

Pronóstico

'16 '19e

$135

~$300

Liquidez sustancial permite ejecución

US $ en MM

2Q ‘17 deuda neta $230 MM

‘19e ebitda ~$300 MM

• Crédito senior garantizado a término

• Credit Suisse + sindicado / L+5.50%

• No sujeto a re-determinación si los precios del crudo disminuyen

• Mar ‘19 →Mar ‘22 ~$22 MM de pagos principales para 13 trimestres

consecutivos

• Para el restante de 2017e:

• Perforar otros 3 pozos de exploración de gas

• Completar línea de flujo Sabanas

15

• La roca generadora La Luna con capacidad de > 2.3 trillones de barriles de crudo en Sur América

• Fuente: Journal of Petroleum Geology de 2010

• 1.7 M acres del fairway en la formación La Luna en Colombia• Fuente: Estudio U.S. EIA de 2013• Bloques Canacol 5• Acres brutos / netos 625k / 371k

• VMM 2 y WMM3 de Canacol contienen áreas sobre presionadas del fairway en la formación La Luna

• Acres brutos / netos 159k / 32k• Socio operador ConocoPhillips• Sólidos resultados de las múltiples pruebas en el más

reciente pozo (Pico Plata)

• Potencial: 1.9 B de barriles de OOIP(1) neto promedio• Fuente: Reporte de recursos prospectivos de crudo no

convencional de DeGolyer & McNaughton, Oct ‘14

16

VMM 2

VMM 3

(1) Pro forma para el abandono del bloque Santa IsabelReporte de Recursos de DeGolyer & McNaughton (“D&M”) al 6/30/14. D&M proporcionó estimaciones promedio de OOIP (Original Oil In Place). Estas estimaciones no han sido ajustadas para la probabilidad de éxito geológico.

10 km

Pozos

Campos de petróleo

Pozos de Canacol

Mono Araña

PresiónNormal

SobrePresionado

• <

Tier 1% Vro 0.6-1.2

Mono Capuchino

Pico Plata

Tier 2% Vro >0.6

Extensión de Tierra de Canacol es Estratégica en Shale Oil en Colombia

PicoPlata-1: Pozo Vertical No Convencional

• Operado por Conoco• VMM3 acres brutos 83k

• Participación Canacol 20%

• Shale La Luna • Grosor bruto 1369 pies

• Espesor neto 866 pies

• Porosidad prom. 10%

• Enero 2017, 3 pruebas exitosas• Bastante sobre presurizado

• Todo tratamiento de fracturación ubicado exitosamente

• Fracturas inducidas crecen en altura (125 - 200 pies)

• Tasas de flujo variables 60 – 500 bopd (sin agua)

• Crudo densidad 31 ̊ API 18

Prueba #3

SA

LAD

A A

GA

LEM

BO

D-1

GA

LEM

BO

C

Prueba #2

Prueba #1

Contacto

Mauricio HernándezGerente Relación con el Inversionista

+57.1.621.1747mhernandezt@canacolenergy.com

19