1

November 19th, 2009

Barry E. Davis, President and Chief Executive Officer

November 19th, 2009

Barry E. Davis, President and Chief Executive Officer

RBC Capital Markets MLP ConferenceRBC Capital Markets MLP Conference

2 2

Forward Looking StatementsForward Looking StatementsThis presentation contains forward looking statements within the meaning of the federal securities laws. Forward looking statements are not guarantees of performance. They involve risks, uncertainties and assumptions. The future results of Crosstex Energy, L.P. and its affiliates (collectively known as “Crosstex”) may differ materially from those expressed in the forward‐looking statements contained throughout this presentation and in documents filed with the SEC. Many of the factors that will determine these results and values are beyond Crosstex’s ability to control or predict. These statements are necessarily based upon various assumptions involving judgments with respect to the future, including, among others, the ability to achieve synergies and revenue growth; national, international, regional and local economic, competitive and regulatory conditions and developments; technological developments; capital markets conditions; inflation rates; interest rates; the political and economic stability of oil producing nations; energy markets; weather conditions; business and regulatory or legal decisions; the pace of deregulation of retail natural gas and electricity; the timing and success of business development efforts; and other uncertainties. You are cautioned not to put undue reliance on any forward‐looking statement. Crosstex has no obligation to publicly update or revise any forward‐looking statement, whether as a result of new information, future events or otherwise. 

3 3

Crosstex OverviewCrosstex Overview

Midstream energy services company focused on 

gathering, treating, transporting, processing and 

marketing natural gas and natural gas liquids

Assets strategically located in key producing areas 

and market regions

Focus in Barnett and Haynesville Shale plays

Focused Midstream CompanyFocused Midstream Company Strong Asset BaseStrong Asset Base

Over 3,000 miles of gathering and 

transmission pipeline

10 natural gas processing plants

3 fractionators

Over 400 miles of NGL pipeline

2.5mm barrels of NGL storage capacity

Wellhead

Gathering, Dehydration & Compression

Processing ,Conditioning & Treating

Transmission Lines

NGL Transportation & Fractionation

Natural Gas Consumers

NGL Markets

4 4

Crosstex Ownership StructureCrosstex Ownership Structure

Public Unitholders Public Shareholders Directors / Executive Officers

Crosstex Energy, Inc.(NASDAQ:  XTXI)

Crosstex Energy, Inc.(NASDAQ:  XTXI)

Crosstex Energy GP, L.P.Crosstex Energy GP, L.P.

Crosstex Energy, L.P.(NASDAQ: XTEX)

Crosstex Energy, L.P.(NASDAQ: XTEX)

33%

87%67% 13%

100%

2%

2% GP Interest100% IDRs

All Assets and OperationsAll Assets 

and Operations

5 5

Executing Our PlanExecuting Our PlanThe Plan  Accomplishments 

1. Restructure Debt ‐ Two years of covenant relief from lenders ‐ February 2009

2. Sell Non‐core Assets ‐ Reduce Debt ‐ Sold Seminole Plant interest & Arkoma system $96mm

‐ Sold Mississippi and South Texas assets $220mm

‐ Sold Treating assets $266mm

Total sales $582mm  

3. Invest in High Return Projects ‐ 2009 capex focused on $100mm of high return, low risk projects

4. Maximize Operating Efficiencies ‐ Additional $9mm of savings above inital 2009 projection

5. Continue To Improve Results ‐ Increased adjusted cash flow guidance by ~ $25MM for 2009

6. Refinance Debt In Progress ‐ Positioned to complete in 2010

7. Restore Distributions/Dividends In Progress ‐ After new financing plan in place

6 6

Getting ResultsGetting Results

Q1 2009A Q2 2009A Q3 2009A Q4 2009E

Covenant Debt/EBITDA 7.25x 8.25x 8.25x 8.5x

Debt/EBITDA (1) 5.8x 6.0x 5.6x 5.6x

1) Q4 2009E Debt/EBITDA represents XTEX’s actual Debt after the Treating sale divided by the mid‐point of 2009 guidance

7

7

Strategically Located AssetsStrategically Located Assets

8 8

Business FocusBusiness Focus……Shale OpportunitiesShale OpportunitiesGross EUR (bcfe)

Well Costs (MM)

Typical Royalty F&D Cost (per mcfe)

Haynesville 6.50 $7.5 25% $1.54

Barnett 2.65 $2.6 25% $1.31

Marcellus 4.20 $4.5 15% $1.34

Fayetteville 2.40 $3.0 17% $1.51

** Data from Chesapeake Investor Presentation Oct. 2009

Currently the Haynesville drilling remains strong‐‐acreage commitments help drive drilling

We believe the Barnett drilling will rebound quickly as financial markets and gas markets improve

We will focus on expansion opportunities in our core operating areas as well as other emerging shale 

plays

9 9

LIG: Strategically Positioned for LIG: Strategically Positioned for Haynesville ShaleHaynesville Shale

LIG System NGL System Processing Plant

10

LIG: Haynesville ProjectsLIG: Haynesville ProjectsLIG: Haynesville Projects

Black Lake Interconnect

Partial System Loop

Red River   Phase I

North LIG  Expansion  Phase II/III

11

NTX: Strategically Positioned for Barnett ShaleNTX: Strategically Positioned for NTX: Strategically Positioned for Barnett ShaleBarnett Shale

Able to capitalize on new drilling as markets improve

Production levels remaining stable on our systems

Focus on efficiency opportunities

North Texas Pipeline &Gathering Systems

Gulf Crossing / NGPL

Processing Plant

12 12

Gulf Coast Processing & NGL: Strategically Gulf Coast Processing & NGL: Strategically Located & Diverse Asset BaseLocated & Diverse Asset Base

LIG System NGL System Processing Plant

Integrated midstream asset group located in gulf coast of Louisiana

6 Cryogenic plants

2 Fractionation FacilitiesGathering and distribution lines with access to petro‐chemand refinery markets

13 13

Strategic FocusStrategic FocusRefinance Debt– Working to put long‐term financing plan in place

Restore Distributions/Dividends– Will follow long‐term financing plan

High Return Investments – Bolt‐on projects in NTX and N. LIG

– Leveraging upon existing assets

– Impacts to be realized in 2010

NGL Business– Re‐position gulf coast processing assets to take advantage of shifting 

environment

14

AppendixAppendix

15 15

LIG: System OverviewLIG: System OverviewSystem:  2,450 miles of gathering/transmission

Largest Louisiana intrastate marketer 

330 MMCFD Processing Capacity

Markets:– Industrial

– Power/Utility

– Southern Louisiana/Mississippi River

Haynesville Exposure:– Strategic position

– Haynesville drilling activity increasing

– Current Haynesville Capacity Expansions & Timing:

– “Bolt On” to original capacity 

– Low cost, high return projects

– Generate new opportunities

– Underwritten by long‐term Firm Transport contracts with major producers

16 16

NTX: System OverviewNTX: System OverviewFavorable Contract Mix

Average terms for remaining gathering and transmission contracts are  ~9 years and  ~6 years, 

respectively

Key Assets

722 miles of gathering pipelines (including NGL pipelines)

Average gathering volume for the nine months ended September 30, 2009 = 794,000 MMBtu/d

North Texas Pipeline – 133 mile transmission system with 375 MMcf/d of takeaway capacity

Average transmission volume for the nine months ended September 30, 2009 = 314,000 

MMBtu/d

3 Cryogenic plants with 280 MMcf/d processing capacity

Average processed volume for the nine months ended September 30, 2009 = 220,000 MMBtu/d

17

Integrated Midstream Asset Group located in the Gulf Coast of South Louisiana

(4) Cryogenic Gas Processing Plants straddling major interstatepipelines and (2) straddling LIG’s system

(2) NGL fractionation facilities; integrated gathering and distribution     lines with access to petchem and refinery markets

(2) – 1.2 MM barrel storage caverns integrated with company’s  gathering and fractionation and third party distribution

(2) barge docks (Mississippi and Mermentau)

Experienced full service NGL marketing and Distribution Team

17

NGL Business OverviewNGL Business Overview

18 18

Haynesville Provides Abundant Near Haynesville Provides Abundant Near Term OpportunitiesTerm Opportunities

Capacity MMcf/d Contract

Haynesville Projects In Service Total  Contracted  Term

Projects – Completed

Red River Phase I Q3 2007 240  240  7 yr

North LIG Expansion Phase II Q4 2008 35  35  10 yr

North LIG Expansion Phase III Q2 2009 100  100  10 yr

Projects ‐ In Progress

Black Lake Interconnect Q4 2009 70  35  3 yr

Partial System Loop  Q2 2010 75  Under negotiation 

All Projects 520  410 

19 19

Historical PerformanceHistorical Performance

* Adjusted Cash Flow and Distributable Cash Flow are non‐GAAP financial measures. A reconciliation of these measures to net income is 

included in the Appendix to this presentation.

**   Includes contribution from sale of Seminole and monetization of capacity on Gulf Crossing

Financial Metrics Twelve Months Ended Nine Months Ended(000ʹs) December 31, 2008 September 30, 2009

Adjusted Cash Flow * $248,906  $161,471

Distributable Cash Flow * $180,192 ** $56,903

Debt   $1,291,602  $1,064,403

LTM Debt/Adjusted Cash Flow   4.3 x 5.6 x

Covenants 5.00 x 8.25 x

Twelve Months Ended Nine Months EndedVolume and Prices December 31, 2008 September 30, 2009

Gathering and Transmission Volume (MMBtu/d)   2,608,000 2,038,000

Processing Volume (MMBtu/d) 1,812,000 1,257,000

Realized Weighted Average NGL Price ($/gallon) $1.36  $0.84

Average Henry Hub Gas Price ($/MMBtu) $8.89  $3.39