Promigas tendiendo el gasoducto de 20 pulgadas de Jogo a Majaguas

Apuntando a ~65% de Aumento en Producción hacia

~215 MMcf/d para Junio 2019

Declaraciones Futuras

Esta presentación puede incluir ciertas “declaraciones futuras”. Todas lasdeclaraciones incluidas en este documento, que no sean declaraciones de hechoshistóricos, incluyendo sin limitación, declaraciones relativas a planes y objetivosfuturos de Canacol Energy Ltd. o la “Corporación”, son declaraciones prospectivasque implican varios riesgos, suposiciones, estimaciones e incertidumbres. Estasdeclaraciones reflejan las actuales proyecciones internas, expectativas o creenciasde Canacol Energy y se basan en información actualmente disponible por laadministración de la Corporación. No se genera ninguna garantía de que talesdeclaraciones resulten ser exactas y los resultados reales y eventos futuros podríandiferir materialmente de los anticipados en dichas declaraciones. Todas lasdeclaraciones futuras contenidas en esta presentación son calificadas por estasprecauciones y los factores de riesgo descritos anteriormente. Además, todas estasdeclaraciones se hacen a partir de la fecha de esta presentación y Canacol Energy noasume ninguna obligación de actualizar o revisar dichas declaraciones.

Barriles de crudo equivalenteEl término barriles de crudo equivalente (boe) se calcula usando el factor deconversion de 5,7 Mcf (miles de pies cúbicos) de gas natural siendo equivalente a unbarril de crudo. El término boe puede ser engañoso, particularmente si se utiliza enaislamiento. La razón de conversión de boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) se basa en unmétodo de equivalencia de energía aplicable en la punta del quemador y norepresenta una equivalencia de valor en boca de pozo.

Ventas realizadas contractualesRepresenta el neto antes de regalías.

USDTodas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que seindique lo contrario.

2

Por qué Gas Natural en Colombia?

3

Bogotá Colombia

Gas Convencional

Colombia

• La democracia más antigua/estable de Sur América

• La tercera economía más grande de Sur América

• Estabilidad regulatoria(1)

Gas natural en Colombia(2)

• Demanda de gas del país ~ 1 BCF

• Costa Caribe ~ 40%

• Demanda creciendo 2-3%/año

• Competencia Limitada

• Oferta de gas x-Canacol declinando ~12%/año

Producción de Gas de Canacol en Colombia

• Actual >130 MMcf/d(2)

• Jun ‘19e ~215 MMcf/d

• Precio boca de pozo ‘19e $4.75/ MMcf/d(2)

7

70km

Bloques E&P de Canacol

(1) “Strategy Energy” de Accenture, Marzo 2016: Accenture Consulting clasifica la reforma regulatoria de petróleo y gas de Colombia entre las primeras tres(2) Guidance corporativo 2019

CrudoNo-convencional

Cartagena

Barranquilla

Cerro Matos0

Déficit de Suministro de Gas Natural en Colombia

Sólida demanda de gas en la Costa Caribe de Colombia

• Demanda ~450 MMcf/d

aumenta 3% / año(2)

Declive terminal en el suministro de gas del Caribe

• Por 30+ años, Chevron proporcionó ~50% del suministro de gas

• Los tiempos han cambiado desde la entrada de Canacol al mercado de gas en el 2012

Canacol está reemplazando a Chevron como el mayor proveedor de gas en la costa Caribe

• El único explorador activo en los últimos seis años

Hocol30 MMcf/d

Frontera25 MMcf/d

GuajiraCampos Chevron

~225 MMcf/d

Canacol179 MMcf/d(1)

4

(1) Representa guidance corporativo 2019e(2) Fuente: UPME Colombia

Mar Caribe

10 km

Bloques Gas Canacol

Expansión Gasoducto Promigas

Gasoductos Existentes

5

Descubrimos 481 BCF Desde Nuestro Inicio

78 114

365

409

505

559

'13 '14 '15 '16 '17 '18

En BCFReservas 2P en BCF

+11%

Reemplazo de reservas 2P de +232%

• Reservas 2P aumentaron 11% a 559 BCF

• Entregando VPN-10 AI de $1.5 B, neto de deuda de CNE

Costo F&D: líder en la industria2P F&D Coef. Reciclaje de Retorno

• 1 año $0.32/Mcf 12.0x(2)

• 3 años $0.57/Mcf 7.1x(3)

• Vida de reservas ~13 años, clasificado #1 entre los peers en Colombia

Una historia de descubrimiento• Tasa de éxito 80%

• Adición reservas 2P / TACC 481 BCF / 55%

Upside 2.6 TPC(4)

• Prospectos & leads 140

• Acres netos 1.1 MM

(1) VPN AI para las reservas 2P de Canacol al 12/31/18(2) El coeficiente del reciclaje de retorno de un año está basado en un netback de gas natural de $3.80/Mcf para el año terminado el 12/31/18(3) El coeficiente del reciclaje de retorno de tres años está basado en un netback de gas natural de $4.03/Mcf para los tres años terminados el 12/31/18(4) Media de recursos prospectivos sin riesgar de gas

Historia de las Reservas 2P de Canacol

Sólido portafolio de gas

• Contratos E&P / acres netos 5 / 1.1 MM

• Precios fijos gas boca de pozo take/pay $4.75/Mcf(2)

• Netback operativo $3.75/Mcf

• Márgenes operacionales robustos ~79%

Continuo crecimiento de producción y reservas

• ‘18→‘19 crecimiento de producción estimado +65%

• Adición de reservas 2P en los últimos 6 años 481 BCF

• Éxito sobresaliente en exploración de gas natural 81%

El Crecimiento Consistente de Canacol

6

40,300Perfil de crecimiento de producción de gas natural

En MMcf/d

5 trimestres consecutivos de crecimientode ventas de gas

76,0

85,2

106,3

111,9 115,3

119,3

179,0

3Q '17 4Q '17 1Q '18 2Q '18 3Q '18 4Q '18 2019guidance (1) Finales de 2018

(2) Basado en el guidance 2019e de Canacol Representa contratos realizados de gas, netos de costos de transporte

Cartagena

Barranquilla

Cerro Matos0

10 km

Bloques gas Canacol

Expansión gasoducto

Gasoducto existente

Infraestructura Para Apoyar Crecimiento Superior en Ventas

Estación Jobo

Bremen

Sincelejo

A Medellin

2012 → 16 MMcf/d

• Adquisición de Shona Energy

• Gasoducto 80 km → mina níquel Cerromatoso

2016 → 70 MMcf/d

• Gasoducto de 190 km fondeado por Promigas

2017 → 81 MMcf/d

• Línea de 82 km fondeada por privados Jobo-Bremen

2018e → 130 MMcf/d

Jun ‘19e → 215 MMcf/d(1)

• Expansión fondeada por Promigas

• 70 km Jobo → Sincelejo

• 100 km Cartagena → Barranquilla

2021e → 315 MMcf/d

• Potencial gasoducto de 100 MMcf/d a Barranquilla

o Medellín

7(1) La diferencia entre ‘19e capacidad productiva (230 MMcf/d) y ‘19e producción corporativa anticipada (215 MMcf/d) tiene en cuenta el tiempo de inactividad

Mar Caribe

Enfoque 2019

• Aumentar capacitad de tratamiento de gas de 200 → 330 MMcf/d

• Aumentar ventas de gas de >130 → ~215 MMcf/d

• Perforar 8 pozos (7 restantes) de exploración, de avanzada y de desarrollo

• Ejecutar acuerdo definitivo para aumentar ventas de gas en +100 MMcf/d en 2021

Sísmica 3D

$16

Otros $23

Expansión de facilidad y

equipo $30

6 pozos de exploración y de

avanzada + 2 pozos de

desarrollo $50

Plan de Capital de 2019

7 pozos restantes en 2019$119 MM

(1) Sísmica pre-operativa, workover, social, y otros costos

# Well Clasificación 4Q '18 1Q '19 Restante '19

1 Nelson-13 Desarrollo

2 Palmer-2 De Avanzada

3 Nelson-7 Desarrollo

4 Acordeón-1 Exploración

Con el éxito de Acordeon-1, perforar inmediatamente locaciones siguientes

5 Pandereta-5 De Avanzada

6 Clarinete-4 De Avanzada

7 Arandala-1 Exploración

8 Saxafón-1 Exploración

9 Cañahuate-2 Desarrollo

(1)

9

$ en MM

La Creciente

PanderetaOboe

Nispero

Trombon

Palmer

Toronja

Cañahuate

SSJN 7Operador CNE + 50% WI

VIM 5100% WI

Bremen

Sincelejo

Guepaje

Mamay

VIM 19100% WI

Esperanza100% WI

VIM 21100% WI

Sabanas 2017

Breva

Clarinete

Cañandonga

Nelson

Chirimia

EstaciónJobo

El Deseo Chimu

Campo de gas de CanacolCampo de gasProspectoLeadSísmica 3DLínea de flujo existenteLínea de flujo futuraFacilidades

5 10 15 km

Promigas 2019 2016

Canacol-gas '12 - '13 '14 - '16 '17 - '18 CAGR

Bloques 2 4 5 14%

Acres netos (en 000s) 85 725 1,100 44%Recursos brutos (en TCF)(1) 0.1 2.0 2.6 59%

Prospectos & leads 7 44 115 49%

Expandiendo los Recursos de Gas de Canacol

(1) Representa la media bruta de recursos sin riesgar del reporte de reservas preparado por Boury Global Energy Consultants, efectivo el 7/31/2018

10

Aumento reciente del 30% en recursos prospectivos(Fuente: reporte de recursos de Gaffney Cline & Associates, efectivo12.31.2017)

Upside de recursos de 2.6 TPC(1)

• Bloques/acres netos 5 / 1.1 MM

• Prospectos & leads 140

El Plan Hacia Adelante

• ‘19 Programa de 8 pozos

• ‘19 – ‘21 Adquirir sísmica 3D (VIM5, VIM19, SSJN7)

• ‘20+ Perforación exploratoria en nueva sísmica 3D (VIM5, VIM19, SSJN7)

Pozo de Desarrollo Nelson-13Dic ‘18: encontramos el reservorio de gas más espeso en historia corporativa

Campo Nelson

A BEstructura de profundidad al tope CDO

500 MPunto de intersección con la formación

B

A

Nelson-13Nelson-13

11

266 ft TVD de espesor neto de gas de 2 zonas

SSJN 7

VIM 5

VIM 19

VIM 21

EsperanzaNelson-13

Sección geosísmica a lo largo de la trayectoria del pozo Nelson-13

Nelson 4 & 5 (“N-4, N-5”)• Perforado 2011 & 2014• Producción actual 8 & 14 MMcf/d• Producción acumulada 13 & 6 BCF

Reservorio

Porquero CDO Total

N-4 Espesor neto (ft. TVD) 52 162 214

Porosidad prom. (%) 23% 22%

N-5 Espeso neto (ft. TVD) 107 117 224

Porosidad prom. (%) 27% 22%

N-1

3 Espesor neto (ft. TVD) 104 162 266

Porosidad prom. (%) 26% 20%

12

Palmer-2: apuntando a CDO + upside Porquero

SSJN 7

VIM 5

VIM 19

VIM 21

EsperanzaPalmer-2

Pozo de Avanzada Palmer-2 Encuentra Espesor de 81 Pies

A

BPalmer-2

Punto de intersección con la formaciónUbicación del pad en superficie

Campo Palmer

Palmer-1Perforado Jul ‘14Producción actual 10 MMcf/dProducción acumulada 9 BCF

Sección geosísmica a lo largo de la trayectoria de Palmer-2

Atributo evento AVO

1 KM

Estructura de capital con extracción de factor de fluido (AVO) al nivel del tope CDO

BA

Palmer-1 Palmer-2

CDO

Palmer-1 Palmer-2Reservorio CDO CDOEspesor neto (en ft. TVD) 64 81Porosidad (%) 16-22% 23%Tasa prueba (en MMcf/d) / choque 64

Campo Nelson

Estructura de profundidad al tope CDO500 MPunto de intersección con la formación

B

A

Nelson-7

13

Nelson-7 inició 1Q ‘19 apuntando a Ciénaga de Oro

SSJN 7

VIM 5

VIM 19

VIM 21

EsperanzaNelson-7

Pozo de Desarrollo Nelson-7Inicio 1Q ‘19: aumentar la capacidad de producción a 230 MMcf/d

Sección geosísmica a lo largo de la trayectoria de Nelson-7

A BNelson-7

Nelson 2 & 3 (“N-2, N-3”)• Perforado 2011• Producción actual 13 & 15 MMcf/d• Producción acumulada 19 & 21 BCF

• Profundidad 8,200 ft. MD

• Ubicación objetivo 119 pies estructuralmente más alto que Nelson-2

• Despla. horizontal 350 metros

• Costo perforación $3.8 MM

Nelson-7 análogos N-2 N-5

Reservorio CDO CDO

Espesor neto (en ft. TVD) 162 159

Porosidad (%) 20-28% 19-28%

Tasa prueba (en MMcf/d) / choque 11.4 / 28/64" 5.6 / 36/64"

Objetivo CDO

Pozo de Exploración Acordeón 1 Inicio 1Q/2Q ‘19: Múltiples locaciones a seguir en caso de éxito

B

Sección de factor de fluido a través de Acordeon-1 y -3

14

BA

SSJN 7

VIM 5

VIM 19

VIM 21

Esperanza

Acordeon-1

Acordeon-1 Acordeon-3

A

B

Chirimia ‘18

Clarinete ‘14

A-2

A-3

Acordeon-A, -B,-C

Estructura de profundidad con extracción de factor de fluido (AVO) al nivel de CDO Medio1 KM Locación del pad en superficie

Acordeon-1

Atributo evento AVO• Costo perforación $3.7 MM

• A 3 km de los descubrimientos Clarinete y Chirimia

• <1km para conectar a la línea de flujo propuesta de Pandereta-Jobo

ObjetivoCDO

Objetivo del pozo: Investigar la presencia de reservorios con areniscas cargadas de gas con el soporte de la metodología AVO

15

US $ en MM, excepto CDN $/acción

TSX $/acción (4/2/19) CDN $4.53

FD acciones en circulación(1) 180

Capitalización de mercado(2) $ 612

Deuda neta(3) $ 333

Valor empresa “EV” $ 945

Participación Junta y Gerencia 22%

Estructura de Capital

Al 12/31/2018

• Efectivo $52 MM

• Superávit de Capital de Trabajo $55 MM

Resumen Financiero

Sólido crecimiento proyectado para el EBITDA

US$ en MM

(1) Incluye opciones “in-the-money” basadas en CDN $4.46/precio acción(2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.75) al 4/2/19(3) Al 12/31/18

TSX: CNE | BVC: CNE.C

+23%

$88

$135

$220

$270

'17 '18e '19e '20e

~

~

~

+63%

Plan Definido 2019

Enfoque 2019

Completar expansion de Jobo

• De 200 → 330 MMcf/d

Junio 1: Expansión gasoducto Promigas

• ↑ ventas de gas de 130 → ~215 MMcf/d

Perforar los 7 pozos de exploración, de avanzada y Desarrollo restantes

• Apuntando a un reemplazo de reservas 3P de 200%

Ejecutar un acuerdo definitive para aumentar las ventas de gas en +100 MMcf/d en 2022

• Construir nuevo gasoducto desde Jobo hacia Medellín o Cartagena/Barranquilla

Promigas tendiendo el gasoducto de 20 pulgadas de Jogo a Majaguas 16