May 2019

Teleconferencia sobre el tercer trimestre de 2019

Noviembre 8 de 2019

Planteamientos con proyecciones a futuro

Esta presentación puede incluir algunos planteamientos con proyecciones a

futuro. Todos los planteamientos distintos a hechos históricos, contemplados

aquí, incluyendo, sin limitación, planteamientos relacionados con planes y

objetivos futuros de Canacol Energy Ltd. (“Canacol” o la “Compañía”), son

planteamientos con proyecciones a futuro que involucran varios riesgos,

supuestos, estimados e incertidumbres. Tales planteamientos reflejan las

proyecciones, expectativas o convicciones internas actuales de Canacol y están

basados en información actualmente disponible para la Compañía. No puede

haber seguridad de que tales planteamientos probarán ser precisos, y los

resultados reales y eventos futuros pueden diferir sustancialmente de

aquellos previstos en tales planteamientos. Todos los planteamientos con

proyecciones a futuro contenidos en esta presentación están matizados por

estas declaraciones de advertencia y los factores de riesgo descritos

anteriormente. Además, todos estos planteamientos se hacen a la fecha en

que se realiza esta presentación y Canacol no asume obligación de

actualizarlos o revisarlos.

Barriles de petróleo equivalente

Los barriles de petróleo equivalente (boe) se calculan usando el factor de

conversión de 5,7 Mcf (miles de pies cúbicos) de gas natural como

equivalentes a un barril de petróleo. Los boes pueden ser engañosos,

particularmente si se usan aisladamente. Una razón de conversión de boe de

5,7 Mcf:1 bbl (barril) se basa en un método de conversión de equivalencia de

energía aplicable principalmente en la punta del quemador y no representa

una equivalencia de valor en cabeza de pozo.

Ventas contractuales realizadas

Representan las netas antes de regalías.

USD

Todos los montos se presentan en dólares de EE. UU., a menos que se

indique otra cosa. 2Jobo-3

Julio de 2019

Aspectos financieros destacadosdel tercer trimestre de 2019

+25% en ingresos totales(1)

• De $43,9 a $55,1 MM

+41% en fondos provenientes de

las operaciones

• De $25,8 a $36,4 MM

+28% en EBITDAX

• De $36,0 a $46,0 MM

3(1) Netos de regalías y gastos de transporte

$43,9

$25,8

$36,0

$55,1

$36,4

$46,0

Revenues FFO EBITDAX

3Q '18 3Q '19

3 meses terminados en 30/9/18 vs. 30/9/19

USD $ en MM

+25%

+41%

+28%

Ingresos Fondos provenientes EBITDAXde las operaciones

3er trim. 2018

3er trim. 2019

Aspectos financieros destacadosdel tercer trimestre de 2019

Sólida tendencia de crecimiento de ventas de gas

En MMscf/d

Ventas contractuales realizadas totales

Antes de regalías, en BOEPD

Total26,020 boepd

or

120.5 MMscf/d

4

3er trimestre

Petróleo329

115,3

146,4 150,0

3Q '18 3Q '19 '19eguidance

'20eguidance

3er trimestre

2018Proyección

2020 eProyección

2019 e

+27%

>200,0

Gas Natural25.691

o146,4 MMscf/d

3er trimestre

2019

Modelo operacional de gas natural notablementeestable

5

Datos históricos de precios de venta y ganancias operacionales netasEn $/MCF

$5,27

$4,65

$4,39

$5,52

$4,87 $4,83 $4,83 $4,84

$4,42

$3,85 $3,62

$4,53

$3,89 $3,80

$3,88 $3,92

'13 '14 '15 '16 '17 '18 2Q '19 9m ended '19

Sales price, net of transportation Operating netback

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2do trim. 2019 9 m. term. 2019

proyección $4,75

Precio de venta, neto de transporte Ganancia operacional neta

Operacionalmente eficientes en tanto las ventasde gas aumentan

Gastos generales y administrativos (“G&A”)USD $ en MM, a menos que se indique otra cosa

$6,3 MM o

$3,14/boe$5,3 MM

o$2,22/boe

3Q '18 3Q '193er

trimestre 2018

3er trimestre

2019

-29%

$8,75

$7,08

$5,72

$3,72

$4,27

$3,65

$2,67

'13 '14 '15 '16 '17 '18 9mended9/30/19

Larga historia de disminución de G&A por boeUSD $ G&A/boe

6

2013 2014 2015 2016 2017 2018 9 m.

term.

30/9/2019

Aspectos financieros destacadosdel tercer trimestre de 2019

Fondos provenientes de las operaciones3 y 9 meses terminadosUSD $ en MM/acción - básicos

7

$25,8

$36,4

$75,6

$91,9

3Q '18 3Q '19 3Q '18 3Q '193er trim. 3er trim.2018 2019

3 meses terminados

3er trim. 3er trim.2018 2019

9 meses terminados

$0.52/acción

$0.20/acción

+41%

+22%

Instantánea de liquidez – Septiembre 30 de 2019

USD $ en MM

$4,6

$33,4

$49,1

Restricted cash Cash &equivalents

Working capitalsurplus

Efectivo Efectivo y Superávit

restringido equivalentes a de capital

a efectivo de trabajo

Clarinete 4Septiembre de 2019

Aspectos operacionales destacados recientes

Jul. 2019 Culminación de la expansión del

gasoducto de Jobo a Cartagena

• 85 km de tubería de 20 pulgadas + compresión

• +100 MMscf/d de capacidad

Sólidos resultados de pozo de Ocarina 1

• Depósito CDO

• Porosidad (%) 23%

• Tasa de prueba (en MMscfpd) 30

Ago. 2019 Ventas récord de gas natural de 217

MMscf/d

Sep. 2019 Sólidos resultados de pozo de Clarinete 4

• Zona productiva (en ft. TVD) 297

• Depósito CDO

• Porosidad (%) 22%

• Tasa de prueba (en MMscfpd) 40

8

9

Reducción del 40% en gastos operativos

de gas natural

• De $0,40 a $0,24/Mcf

• + volúmenes de venta de gas natural

• Los gastos operativos en su mayoría son fijos

Gastos operativos de gas natural USD $ / Mcf

$0,40

$0,24

3Q '18 3Q '19

-40%

(1) Representa los recursos medios brutos sin riesgo de un informe de recursospreparado por Boury Global Energy Consultants, efectivo a 31/7/18.

Aspectos operacionales destacados recientes

3er trimestre 2018 3er trimestre 2019

(1) Representa los recursos medios brutos sin riesgo de un informe de recursosprepaado por Boury Global Energy Consultants, efectivo a 31/7/18.

10

La Creciente

Bremen

Sincelejo

Guepaje

Mamay

Línea de Sabanas2017

SSJN 7Operador CNE + 50% WI

VIM 5100% WI

El Deseo Chimu

Pandereta

Níspero

Trombón

Palmer

Toronja

Canahũate

VIM 21100% WI

Breva Cañandonga

Nelson

Chirimía

Estación Jobo

Esperanza100% WI

Acordeón

VIM 19100% WI

Expansión del área de recursosde gas de Canacol

Ocarina

Nueva 3D

Oboe

Clarinete

Sólida trayectoria• Pozos de exploración/de avanzada 85%

• Pozos de desarrollo 100%

• Total pozos 26/30 (87%)

• Potencial actual para producir hasta 330 MMcf/d con pozos/instalaciones existentes

Amplia área de oportunidades futuras• > 140 prospectos e indicaciones

• 1,1 millones de acres netos

• 2,6 TCF de recursos prospectivos brutos (1)

Campo de gas

Prospecto

Indicación

Gasoducto – Línea de Flujo

Sísmica de 3D

Leyenda

Kilómetros

Gastos de capital netosdel tercer trimestre de 2019

US $ in MM

$11.0

$10.0

$30,8-$0,7

$9,8

$1,2

$0,9

$7,6

$12,0

11

USD $ en MM

Perspectiva

Proyecto de gasoducto a Medellín• Gasoducto de +100 MMcf/d en 2023 e• Gasoducto de 300 km al sur• Detalles por anunciar en nov. de 2019 e

Nueva política de dividendos de Canacol• USD $28 MM por año• Retorno de 4,4%• Fecha de registro: 16/12/19• Fecha de pago: 31/12/19

Programa de exploración continuada con

Arándala-1 • Con el depósito de Porquero como objetivo• Bloque de falla adyacente al descubrimiento

Breva-1• ~5 km al norte del Campo Nelson

5 para 6 en 2019• 2 pozos de exploración exitosos

(Acordeón 1, Ocarina 1)• 3 pozos de desarrollo exitosos

(Palmer 2, Nelson 7, Clarinete 4)

12

Teleconferencia sobre eltercer trimestre de 2019

Noviembre 7 de 2019

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