Mayo 2017

2 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.

Acres

Acres representan acres brutos.

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 2015.

USD

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

contrario.

3

Ecuador

140 280 420 560

Km

Océano Pacífico

Gas Natural

Escasa oferta de gas natural en el Caribe

Colombia

Canacol Listada en TSX y BVC

en MM, excepto precio acción

TSX precio acción (5/10/17) CDN $4.08

Acciones en circulación (1) 177

Capitalización del mercado(2) US $526

Deuda neta(3) $212

Valor empresa “EV” US $738

Participacíon Junta y Gerencia ~21%

22 bloques/ 3.7 MM acres

(1) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.08 / precio acción (2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.73) a 5/10/17 (3) Al 3/31/17

• ‘17 objetivo corporativo

• Capex $89 MM

• Producción 18-19k boepd

% gas 81%

El Mejor Negocio de Gas en el Mundo

4

3

• Colombia: es sólo el inicio • Top 3 regímenes regulatorios de E&P (Accenture Consulting, 2016)

• La democracia más antigua y estable de Suramérica

• Amplias mejoras en seguridad, E&P en Colombia está liberando décadas de crecimiento reprimido de su rica base de hidrocarburos. Más de 50 billones boe de recursos prospectivos disponibles en Colombia

• La gerencia conoce a Colombia • Más de 50 años de experiencia operacional combinada

• 62% de éxito exploratorio desde lanzamiento corporativo en 2008 (18/29 pozos)

• Invertimos en lo que conocemos: creamos un VPN-10 2P de +US$1 billón de 5 adquisiciones claves + éxito en perforación

• El negocio de Canacol es uno de los negocios más rentables del mundo • 80% de márgenes operativos de gas con punto de equilibrio de gas de menos de US $1.30/Mcf

• Reservas 2P de gas de 410BCF con un índice de vida de reservas alto, ofrece más de una década de oportunidades

• En 2019, Canacol espera generar >$300 MM EBITDAX(2)/año (más que duplicar los $135 MM de 2016)

• Atractivo crecimiento para finales de 2018: más de 3x de la producción actual • Crecimiento de 2 pasos: desde 90(1) → 130 →230 MMcf/d a finales de 2018

• La oferta de la competencia decreciendo -20%/año o 100 MMcf/d proveniente de sólo tres campos maduros

• Desbalance en la oferta ha permitido a Canacol firmar contratos take-or-pay de largo plazo a precio fijo de $5/Mcf

4 (1) Promedio 2017e: 85 MMcfd

(2) EBITDAX: ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación, agotamiento, amortización, gasto de exploración y cargos no recurrentes o no en efectivo

Plan Para 2017e de $89 MM

• Preparándonos para crecer en +50% la producción de gas

• Perforar 4 pozos exploratorios

• 85 MMcf/d

Final ‘17e 130 MMcf/d

• Alta productividad + poca inversión de capital del negocio sólo requiere 3 pozos de gas

Gas

nat

ura

l P

etr

óle

o

WI Bloque Q1 Q2 Q3 Q4

Cañahuate-1 100% Esperanza Probó 28 MMcf/d

Toronja-1 100% VIM 21

Pandereta-1 100% VIM 5

Otros proyectos:

Sísmica 3D Guacharaca 155 km2 VIM 5

Optimizar planta Jobo Esperanza

18 km línea de flujo entre Níspero y Jobo Esperanza

3.5 km línea de flujo de Nelson 8 a Jobo Esperanza

Pumara-1 100% LLA 23 Drilling

3 workovers en pozos 40% / 20% VIM 2, 3

Exploración $38 MM 43%

Facilidades de gas $22 MM 25%

Workovers $5 MM Ecuador & otros $6MM

$89MM Preparación para 230 MMcf/d $10 MM en ‘18e

Sísmica $8 MM

5

5 (1) Objetivo 2017e

Un Futuro Productivo

Pronóstico de producción de Canacol

6

En boepd

Contratos de gas a precio fijo ofrecen flujos de caja estables Composición de la producción

14.900

22.800

40.350

3.600

'17e '17e exit '18e exit

65% TACC proyectado en crecimiento de producción de gas Opcionalidad de crudo disponible

18.500

Contratos de gas a precio fijo

~25.000 >85% de

ingresos son insensibles a

los precios del crudo

Crudo liviano

Netback fijo crudo liviano

Finales ‘17e Finales ‘18e

(1) Medido desde Junio 2008 a Diciembre 2016 o 2.0 MMbls de reservas 2P a 85 MMbls reservas 2P al 12/31/16 (2) Últimos dos años consecutivos

+52% TACC en reservas 2P(1)

Reservas 2P en MMboe petróleo gas

85% gas

35

43

17 20

65 72

7 8 11 18

18

23

14

13

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

79

85

7

• Reservas 2P Corp. 85 MMboe

• VPN-10 antes de impuestos $1.3b

CDN $8.79 / acción

• Reemplazo Reservas 166% /

Reservas 1P/2P 194% año/año

• Gas: costo F&D prom. $2.52 / boe o

$0.44/mcf(2)

• Gas natural

• ‘14 → presente 7 descubrimientos

88% éxito

314 BCF (55 MMboe)

• Reservas 2P 410 BCF

• Opción en crudo

• A $55/Bbl Enfoque en crudo liviano

Gran Base de Reservas de Gas Sustenta Más de Una Década de Producción

8

8

Mar Caribe

8 campos de gas 1.1 MM acres netos

La Creciente

Chuchupa Ballena

Posición Estratégica

• La oferta de tres campos maduros decrece -20%/año o 100 MMcf/d(1)

• Chuchupa, Ballena y La Creciente

• La demanda crecerá +3% hasta el 2025e(2)

• Termoeléctricas, refinerías e industriales son los principales clientes que mueven

la demanda

• En el 2015, la región Caribe consumió 37% del gas de Colombia(2)

Bloques de gas Canacol

Gasoducto

Nuevo gasoducto

Compresor

Campo de gas

10 km

(1) Decrecimiento anual promedio para los últimos dos años consecutivos

(2) UPME, Diciembre 2016

9

Mar Caribe

8 campos de gas 1.1 MM acres netos

La Creciente

Chuchupa Ballena

Dos Nuevos Gasoductos Triplicarán el Negocio de Canacol a 230 MMcf/d

SPV Pipeline Co.

+40 MMcf/d = 130 MMcf/d

Dic ‘17

• Constuir gasoducto de 6 pulgadas Jobo → Sincelejo

• Agregar dos estaciones compresoras

• Gasoducto paralelo Jobo → Sincelejo

• Construir nuevo gasoducto Cartagena→ Barranquilla

• ↑ potencia en estaciones compresoras Filadelfia y Paiva

Pipeline Co.

+100 MMcf/d = 230 MMcf/d

Dic ‘18

90 MMcf/d Ene → Nov ‘17

Filadelfia

Paiva

Caracoli

9

Bloques de gas Canacol

Gasoducto

Nuevo gasoducto

Compresor

Campo de gas

10 km

Amplio Inventario de Prospectos y Leads Exploratorios

10

• ‘17 Actividad Exploratoria

• Enfocados en 615 km2 de sísmica 3D en Esperanza, VIM 21 y VIM 5

• Perforar 3 pozos de gas en 2017

• Cañahuate 1 Probó 28 MMcf/d

• Toronja 1 Q2

• Pandereta 1 Q3

• Propuesta de 155 km2 de sísmica 3D en Guacharaca

• …Mitigación continua del riesgo técnico

• Reducir el riesgo de presencia de gas cargado en yacimiento

• Análisis de atributos con sísmica AVO

• Oportunidad de 3 pasos a finales de 2018

• 85(1)→130 →230 MMcf/d

3D

Níspero

Nelson CDO

Palmer

3D

3D

Trombón

Clarinete

Oboe

Nelson Porquero

Jobo

VIM 5 100% WI

Esperanza/ VIM 21 100% WI

10 km

Toronja Porquero

Pandereta CDO

Cañahuate

(1) Objetivo promedio 2017e

Campos & descubrimientos Canacol

Prospectos/leads

Mapa estructural del Tope de Ciénaga de Oro (5 X sísmica 3D fusionada (615km2), reprosesado y reinterpretado en 2016)

Invirtiendo En Lo Que Conocemos

11

(1) Reporte reservas a Jun ‘11 (2) Reporte reservas a Dic ‘14 (3) Reporte de reservas a Dic ‘16

Estación

Jobo

Campo de gas

Prospectos/leads

Facilidades

Gasoducto existente

Gasoducto SPV planeado (12/1/2017)

Gasoducto planeado (12/1/2018)

20 km

LEYENDA

Block WI Purchase BT NPV-10

acquisition Date % price ($ MM) ($ MM)

Esperanza / VIM 21 Dec '12 100 111$ 724$

VIM 5 / VIM 19 Dec '14 100 30$ 443$

SSJN7 Apr '17 50

Total 141$ 1,167$

Adquisición bloque Fecha WI % Precio compra

($ MM) VPN-10 AI

Esperanza/ VIM 21 Dic ‘12 100 $ 111 $ 724

VIM 5/ VIM 19 Dic ‘14 100 $ 30 $ 443

SSJN7 Abr ‘17 50

Total $ 141 $ 1.167

• Sólido record de la Gerencia adquiriendo bloques adyacentes

• Primero con petróleo, luego gas…

• Reservas 2P incorporadas desde 2014 314 BCF

• La adquisición de SSJN7 en Abr ‘17 consolida la posición de gas en la Cuenca del Magdalena Medio

• Vendedor Pacific E&P

• WI % 50%

• Compromisos 1 pozo exploratorio + sísmica

• Período Próximos 18 meses

• Posición central privilegiada dentro de área estratégica de exploración de gas

• Acceso fácil a gasoductos

NELSON-6

Cañahuate-1 Probó 28 MMcf/d

La sísmica 3D demuestra eventos AVO – Potenciales objetivos de reservorios de gas

• Inicio: Marzo 24, 2017

• Objetivo exploratorio CDO reservorio arenisco

• D&A /Profundidad $3.5 MM / ~9k pies profundidad media

• Días para perforar 13 días

• Corta distancia a la planta de procesamiento de Jobo (~3km)

• Potencial hasta para 3 locaciones adicionales 12

A

B

CAÑAHUATE-1

CAÑAHUATE-B

CAÑAHUATE-D

CAÑAFLECHA-1

COR-4

COR-5

JOBO-6

500 M HKW = Highest Known Water

CAÑAHUATE-1 CAÑAHUATE-B B

500 M

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800 BASAMENTO

INTRA CDO

TOPE CDO

MIOCENO MEDIO UNC

Fluid Factor (AVO) sección a través de CAÑAHUATE-1 y CAÑAHUATE-C

CAÑAHUATE-C

A

124 pies de profundidad medida (86 pies de profundidad vertical verdadera) de espesor neto contenedor de gas

Mapa de estructura de profundidad CDO

NELSON-6

Objetivo de Exploración Toronja-1

NELSON-5

NELSON-4

NELSON-2

NELSON-8 PALMER-1

1

2

Estructura de tiempo Porquero Medio

2 1

1,200

1,400

1,600

1,800

2.000

2,200

2.400

BASEMENTO

INTRA PORQUERO

TOPE CDO

Toronja-1 Nelson-6

Sección Fluid Factor (AVO) 1KM

• Inicio estimado en Junio 2017

• Objetivo exploratorio Porquero reservorio arenisco

• D&A/Profundidad $5 MM/~7k pies MD

• Días para perforar/probar 5 semanas

• Primera ubicación para continuar probando Porquero post-Nelson 6, que confirmó comercialidad

• En caso de éxito, conexión rápida a estación Betania (1 km de distancia) 13

NELSON-6

Objetivo Exploratorio Pandereta-1

• Inicio estimado en Septiembre 2017

• Objetivo exploratorio CDO reservorio arenisco

• D&A/Profundidad $3.5 MM / ~9k pies MD

• Días para perforar/probar 6 semanas

• 13 kms del descubrimiento Clarinete

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

14

1 2

1,400

1,600

1,800

2,000

2,200

2,400

PANDERETA

1KM Sección Fluid Factor (AVO)

2KM

1

2

Estructura de tiempo CDO medio

MIOCENO MEDIO

CDO MEDIO

BASEMENTO

NELSON-6

• Múltiples leads en CDO y Porquero se definen actualmente en la cuadrícula abierta de los datos sísmicos 2D de 1970

• Programa de sísmica 3D para transformar leads en prospectos preparados para perforar

• Área adquisición sísmica 3D: 155 km2

• Costo total: US$13 mm (US$6mm 2017)

• Inicio adquisición 4Q 2017

PORQUERO LEAD -A

PORQUERO LEAD -B

PORQUERO LEAD -C

CIENAGA LEAD -A

PORQUERO LEAD -D

CIENAGA LEAD -B

CIENAGA LEAD -C

FLAUTA LEAD

2 1

Porquero FLAUTA

1 2

Ciénaga

Basemento

Avanzar en VIM 5 Adquirir 155 km2 de sísmica 3D en Guacharaca

15

Sísmica 2D existente

• Cuenca Oriente, Ecuador +

• Cuenca Llanos, Colombia +

• Producción ~1,300 bopd(1)

• Explorador inigualable 10/14 o 71% de éxito

• Reservas 2P 3 MMbls(2)

• Prospectos y leads >20

• Cuenca del Magdalena Medio, Colombia

• Somero – Investigar el potencial en un play establecido

• Bloques profundos / acres netos 7 / ~750k

Socio clave ConocoPhillips

Ecuador 140 280 420 560

Km

Colombia

Océano Pacífico

Canacol

Ecuador

Llanos

Magdalena Medio

Portafolio de crudo de Canacol 17 de 22 bloques tienen crudo como objetivo (77% del total)

2.2 MM acres enfocados en crudo

(1) Para los tres meses terminados en 12/31/16 (2) Al 12/31/2016 (3) Representa la participación bruta de Canacol en el prospecto económico de recursos de crudo 12

Reporte de recursos prospectivos de DeGolyer & MacNaugton, Octubre 2014

En MMbls Mejor, P50 Mayor, P10 Media

3 bloques(3) 168 263 185

560

1

2

3

16

Tres Oportunidades en Crudo Capacidad para incrementar/disminuir dependiendo del ambiente del precio de petróleo

Campos y descubrimientos de Canacol

Prospectos

Leads

3 Oportunidades para repetir

Sísmica 3D

Campos de petróleo de la competencia

Línea de flujo Leono-Pointer

Pointer FCP – Facilidades Centralizadas de Producción

• Cinco descubrimientos de crudo liviano a lo largo de la falla de Rancho Hermoso

• Trayectoria excepcional de exploración exitosa (83%, 5/6 pozos)

• Tres tendencias adicionales aún sin perforar

• Múltiples prospectos están listos para ser perforados

• Al precio sostenido de $50/Bbl WTI

• Cuatro prospectos listos para perforar a lo largo de la línea de flujo. Ejemplo: prospecto Pumara

• Valor significativo en caso de éxito

Exitosa Exploración de Crudo en Bloque LLA-23 Con mucho más potencial

17

Las Maracas ~12 MMbls

Macarenas ~6 MMbls

Cravo E ~8 MMbls

Cravo S ~9 MMbls

Labrador

3

2

1

100% WI >110k acres

LLA 23

Rancho Hermoso

Maltes

Tigro

Pantro

Leono

Labrador

Labrador

Inicio Mar 31, ‘17: Perforación Pumara-1

5 zonas de espesor potencial

1

LLA-23: Exploración Pumara-1 Objetivo #1 Gachetá/Ubaque | Objetivo #2 Mirador/Barco/C7

18

Ubaque TVDSS map

1,500

1,750

2,000

2,250

2,500

2,750 NW SE 500 M

INLINE 197 sobre PUMARA

Leon

C1

Mirador / Barco

C7

Gacheta / Ubaque

Paleozoico

• Objetivo exploratorio Hasta 5 reservorios

• Costo perforación/Profundidad $3.3 MM/~11k pies MD

• Días para perforar/probar 5 semanas

• Potencial para dos posiciones adicionales

• Corta distancia a la línea de flujo (~250M) 18

NW

SE

Pumara-1 Inicio 3/31/17

Estructura anticlinal cerrado contra falla cubierto con sísmica 3D

Finanzas en Orden

19

19

• Crédito senior garantizado a término

• Credit Suisse + sindicado $265 MM / L+5.50%

• Fondos Green Shoe en un año Hasta $40 MM

• Inicia Mar ‘19 13 pagos iguales

• Sin re-determinación si los precios del crudo disminuyen

• Servicio de deuda DESPUÉS que Canacol empiece a generar >$300 MM EBITDAX/año

• Dedicar el capital a la producción con altos netbacks en vez de al servicio de la deuda

Perfil de deuda corporativa de Canacol

$-

$50

$100

$150

$200

$250

'17 '18 '19 '20 '21 '22

Mar ‘19 13 pagos iguales

Mar ‘22 madurez

US $265 MM

● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

$ en MM

●

230 MMcf/d

130 MMcf/d

90 MMcf/d

Finales ‘18 230 MMcf/d

$300 MM EBITDAX

Contactos Latinoamérica

20

Mauricio Hernández Gerente Relación con el Inversionista

+571.621.1747 mhernandezt@canacolenergy.com

20

Diferencia en Valoración

Valor Empresa / 2017e EBITDA Valor Empresa / 2017e production (en boepd)

0,0x 2,0x 4,0x 6,0x 8,0x 10,0x

U.S. Small Cap E&P (< $1 B) 8.5x

U.S. Mid Cap E&P ($1 B - $5 B) 10.4x

-44% -54% Canacol

4.8x

2017e de U.S. small y mid cap E&P de CanaccordGenuity U.S. small caps incluye Abraxas, Bill Barrett, Callon, Earthstone, Gastar, Lonestar, Northern Oil & Gas, Oasis, Penn Virginia, Ring, Sanchez y SRC Energy U.S. mid caps incluye Carrizo, Centennial, Diamondback, Energen, Gulfport, Matador, Parsley, RSP Permian y Whiting Petroleum

Canacol U.S. Small Cap E&P

U.S. Mid Cap E&P

$38,319

$77,525

$96,987

Canacol se negocia a un descuento del 44% y 54% vs. sus pares en Estados Unidos

Canacol se negocia a un descuento del 51% y 60% vs. sus pares en Estados Unidos

-51%

-60%

$23

$16

$14

$12

$10 $10 $10 $9

$8

• Los netbacks superan los 8 plays más económicos en Marcellus y Montney

Vs. Gas de Norte América(1)

Canacol pozo prom. Recuperación inversión en 8 meses Prom. Marcellus/Montney 23 meses

Netback operativo 2017e(1)

$/boe antes de impuestos

Fuente: CanaccordGenuity

(1) Sólo los top 8 plays en Marcellus y Montney. La información de Canacol representa $/boe antes de impuestos para 2017e.

Gas de Canacol es Líder en Generación de Efectivo C

anac

ol g

as

Kak

wa

Su

nri

se /

Su

nse

t

SW

PA

su

pe

r ri

ch

Se

pti

mu

s

SW

PA

ric

h

Daw

son

Su

squ

eh

ann

a

NE

PA

Top 8 plays más económicos en

Marcellus y Montney

(2017e precio $3.25/MMbtu )

Equipo Directivo Probado y con Experiencia

23

Co-fundador de Canacol Energy Ltd. Ex Vicepresidente de Exploración en Occidental Petroleum – Colombia y Director de Geología en Ecuador y Qatar. Más de 30 años de experiencia en petróleo y gas en el Oriente Medio, Norte América, Sur América y el Sureste Asiático. Cuenta con un Ph.D en Geología Ex Jefe de Producción y Operaciones en Afren Plc. Fue Gerente Global de Ingeniería de Petróleo para BHP Billiton Petroleum e Ingeniero Jefe Global de Yacimientos para Occidental Petroleum Cuenta con más de 30 años de experiencia en petróleo y gas en América, el Oriente Medio, Rusia, Australasia y África. Maestría en Ingeniería Mecánica Ex Chief Financial Officer de Pan Orient Energy Ha sido presidente y miembro de junta de compañías internacionales de E&P Más de 25 años de experiencia local e internacional en finanzas y contabilidad Contador Certificado Gerente General para Encana en Brazil Ex Vicepresidente de Exploración para EnCana en Ecuador Cuenta con más de 30 años de experiencia en petróleo y gas en Australia, Canadá y Suramérica Tiene una Maestría en Geología Co-fundador de Canacol Energy Ltd. Ex Secretario de Salud de Colombia Cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector público y privado en Colombia Tiene títulos de M.D., M.P.A. y M.I.A. Ex Director de Operaciones para Statoil ASA Fue Director de Planeación de Operaciones y Análisis para Occidental Petroleum Cuenta con más de 30 años de experiencia en petróleo y gas en América y el Oriente Medio Estudió Ingeniería de Petróleo y tiene un M.B.A.

Charle Gamba Director, Presidente & CEO Ravi Sharma COO Jason Bednar CFO Mark Teare VPS, Exploración Dr. Luis Baena VPE, Desarrollo de Negocios Tom Lutz Presidente, Canacol Energy Colombia