El Camino Hacia ~230 MMcf/d

2

Declaraciones Futuras

2

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 2017.

USD

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

indique lo contrario.140 280 420 560

Km

Bogota

Gas Natural

19 bloques /2.1 MM acres netos

Mar Caribe

Colombia

3

Líder en el Crecimiento de Producción de Gas Natural

11 -129

(1) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.12 / precio acción(2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.78) al 5/15/18

• Objetivo para el 2018

• Capital $80 MM

• Gas 114 – 129 MMcf/d

• Crudo 1,700 boepd

• % gas >90%

• Precio prom. gas $4.75/MMbtu(1)

• Objetivos 2018

1. Lograr tasa de producción de gas de 230 MMcf/d

2. Objetivo > 100% tasa reemplazo de reservas

3. Desinvertir de todos los activos de crudo

4. Ser una compañía colombiana de E&P de gas con un play puro

USD en MM, excepto CDN $/acción

TSX $/acción (5/15/18) CDN $4.12

Acciones en circulación FD(1) 181

Capitalización de mercado(2) $ 578

Deuda neta $ 259

Valor empresa “EV” $ 837

Participación Junta y Gerencia 22%

En MMcf/d 81

114-129

230

'17a '18e '19e

14,200En boe/d

21,700-24,300

40,30040% TACC en producción de gas

40,400

Una Historia de Descubrimientos+409 BCF en reservas 2P en los últimos 4 años

En USDReporte de reservas a diciembre de 2017. Incluye activos de crudo de Canacol en Ecuador.(1) VPN-10 AI para reservas 2P de crudo y gas de Canacol a diciembre de 2017(2) Vida de reservas 2P de crudo y gas de Canacol a diciembre de 2017(3) Valor Monetario Esperado descontado al 10%, GCA Dic ‘16

4

3 adquisiciones de gas 2 adquisiciones de crudo

• Crecimiento de exploración altamente disciplinado

– Evaluado sobre 150 transacciones

• 3 adquisiciones de gas de calidad

Base de reservas de larga vida

Reservas de gas adquiridas (‘12) 96 BCF

Adición de Canacol de reservas 2P 409 BCF

505 BCF

Éxito de exploración de gas 12/14 pozos (86%)

Pozos productores 20

Recursos con amplio potencial

Acres netos 1.1 MM

Bloques 5

Media bruta de productos sin riesgar > 2 TCF

VME-10 AI(3) US $789 MM

Prospectos / leads 44

En MMboepetróleo gas

35

43

79

85

103

17 20

65 72

89

7 8 11 18

18 23

14

13

14

'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16 '17

35% TACC en reservas 2P

$1.6 B en valor(1)

16 años Índice de Vida de Reservas(2)

5

Comparativo Gas NaturalCanacol vs. Norte América

Economía especial de gas

(1) Contratos de gas realizados proyectados por Canacol para ‘18e, netos de costo de transporte(2) Investigación E&P Barclays N.A. - Estimado NYMEX spot 2018(3) Investigación E&P Barclays N.A. – AECO 30+ día spot al 1/29/18. Conversión CDN - USD al 1/29/18.(4) Netback operativo Scotiabank 2018E(5) Representa los top 8 plays más económicos de gas convencional en N.A.(6) Costos F&D promedio para reservas 2P de Canacol por tres años al 12/31/2017(7) Rango representa el costo histórico promedio para perforar un pozo en Porquero ($3.9 MM) y un pozo en CDO ($4.5 MM)

$1

$2

$3

$4

$5

$6

Mar

'14

Jun

'14

Se

p '1

4

De

c '1

4

Mar

'15

Jun

'15

Se

p '1

5

De

c '1

5

Mar

'16

Jun

'16

Se

p '1

6

De

c '1

6

Mar

'17

Jun

'17

Se

p '1

7

De

c '1

7

$4.64(1)

$2.82

(1) Para los tres meses terminados el 12/31/2017, netos de transporte

$1.95

Vendiendo gas de precio superior en un ambiente de precios establesPromedio trimestral del precio de venta en USD por MMbtu

Dic

‘14

Dic

‘15

Dic

‘17

Plan para el 2018

Exploración & Desarrollo; $33

Facilidades & equipos; $17

Sísmica, workover & otros; $30

$80 MM presupuesto de capital para 2018US $ en MM

Peso del gas: 97% de producción y capital

Asegurar que la capacidad productiva de gas exceda 230 MMcf/d en Dic 2018

1. 7 pozos

• Programa 4 exploración & de avanzada

3 desarrollo y varios workoversde gas

2. Expansión de facilidades de recolección y procesamiento de gas

3. Adquirir nueva información de Sísmica 3D en contrato VIM-5

6

Fondeado en su totalidad por efectivoexistente y flujo de caja

Construir Capacidad Para Exceder 230 MMcf/d

• 4 pozos restantes para 2018

• 3 pozos de exploración

• 1 de avanzada / desarrollo

• Facilidades

• Sistema recolección de gas – eliminar cuello de botella

• Recientemente, firma de acuerdo con Enerflex Ltd.

• Expansión de planta de gas de 200 → 330 MMcf/d

Programa de 7 pozos y mejorar facilidades

2018

Bloque 1Q 2Q 3Q 4Q

PERFORACIÓN

Exploración

Gaiteros-1 VIM-5

Breva-1 VIM-21

Borojo-1 Esperanza x

Canahuate Este VIM-21

De avanzada/desarrollo

Pandereta-3 VIM-5

Canahuate Oeste VIM-21

FACILIDADES

Sub-estación Clarinete VIM-5

Sistema tratamiento de agua Esperanza

Sub-estación Betania Esperanza

7

8

Hoy en día no hay muchas opciones de oferta…

(1) ANH statistics

Mercado de gas del CaribePor 30 años, Colombia dependió del gas de Chevron

Cartagena

Mar Caribe

10 km

Bloques de gas de Canacol

Gasoductos existentes

Canacol114-129MMcf/d(1)

Cerro Matos0

Barranquilla

Campos maduros de Chevron~333 MMcf/d

Hocol30 MMcf/d

Frontera25 MMcf/d

Aguasprofundas~5k metros

LNG>$8/MMbtu

Reemplazando a Chevron como el mayor proveedor en el Caribe

Últimos 5 años

Fuente de oferta Perfil de producción Punto de venta

Cusiana-Cupiagua Plano Interior de Colombia

Chevron -15% TACC Caribe, Interior

Canacol +40% TACC Caribe

En MMcf/dFuente: UPME y Bain Consulting

-

200

400

600

800

1.000

1.200

'12 '13 '14 '15 '16 '17 '18e '19e '20e '21e '22e '23e '24e '25e '26e

Cusiana-Cupiagua

Chevron

Canacol

Oferta

de g

as de

Colo

mb

ia

Oportunidad

‘18e avg. 122 MMcf/d(1)

Dic ‘18e → 230 MMcf/d

(1) Representa el punto medio del guidance 2018e de Canacol

2016 – 2018e infraestructura nueva y expandida

(1) ANH statistics

Gran Plan de 3 PasosA tiempo para entregar ~100 MMcf/d de nueva producción en Dic ‘18

3

Sincelejo

Cartagena

Barranquilla

Estación Jobo

Bremen

Fuerte crecimiento de la producción en el futuro

1

2

10 km

Bloques de gas de Canacol

Expansión gasoducto Promigas

Gasoductos existentes

+100 MMcf/d N

Mar Caribe

Cerro Matos0

En MMcf/d

3

1st PromigasExpansion+55

1

SabanasPipeline+37

2

2nd PromigasExpansion+ ~100

3

(1) Representa el punto medio del guidance 2018e de Canacol

(1)

9

+100 MMcf/d100% nueva capacidad

de CanacolPrimera Expansión Promigas +55

Segunda Expansión Promigas + ~ 100

81

122

230

'17a '18e '19e

Línea de FlujoSabanas+37

VIM 21

Esperanza

’18 Chirimia-1 (appraisal)

Campo Clarinete143 BCF

Cañandonga

Toronja

Palmer

VIM 5

Oboe

Trombón

Níspero

‘18 Breva-1)

‘18 Borojo-1 (Exploración CDO)

Campo Nelson193 BCF 10

EstaciónJobo

Cañahuate

Pandereta

5 km

Gas Canacol

Sísmica 3D

Línea de flujo

Lead

Prospecto

‘18 prospecto

‘18 de avanzada

• Historia de descubrimiento de Canacol de las formaciones Ciénaga de Oro (“CDO”) y Porquero

• Trayectoria de exploración de Canacol

• 44 prospectos / Upside 2 TCF(2)

Una Historia Exitosa de Gas Natural Convencional 4 pozos CDO para el restante de 2018: 3 exploración / 1 desarrollo

’18 CañahuateO & E

Éxito

Pozos %

CDO 8/10 80%

Porquero 2/2 100%12/14 86%

Promedio

Espesor Neto Tasa Prueba

Ft. TVD MMcf/d

CDO 85 42Porquero 59 30

72 38

Costo prom. Pozo

$ MM $/ft

CDO $ 4.5 $ 484 Porquero 3.9 358

(1)

(1) Incluye perforación, completamiento y conexión

(2) Reporte Gaffney Cline, efectivo el 12/31/16. Por favor ver pg. 2 para declaraciones de precaución

BLOQUE CENTRAL (HORST)

BLOQUE FALLA OESTE

BLOQUE FALLA NORTE

PAN-1

PAN-2

PAN-3

500 MBLOQUE FALLA

SUR

VIM-5

Búsqueda en Pandereta 1, 2, 3 Prueba 143 MMcf/d Combinado

Pandereta-1 Pandereta-2 Pandereta-3

• Inicio perforación Oct ‘17 Dic ‘17 Ene ‘18

• Objetivo primario CDO CDO CDO

• Espesor neto de gas (en tvd) 64 pies 130 pies 103 pies

• Prueba de flujo 29 MMcf/d 35 MMcf/d 79 MMcf/d

Flujo abierto absoluto 140 MMcf/d 168 MMcf/d11

Pozo de Avanzada Chirimia-1

• Chirimia-1

• Perforado desde locación de Clarinete-1 (“CLA-1”)

• TD 9,310 ft md en 13 días

• Reservorio Formación CDO

• Espesor neto de gas (“TVD”) 90 pies

• Porosidad prom. 24%

• Prueba 3 intervalos para perforar antes de conectar a Jobo

VIM-5

Evaluación de bloque fallado a partir del campo Clarinete(135 BCF reservas 2P)(1)

Trayectoria del pozo sobre anomalía AVO

12

OBOE-1

CLA-3CLA-2

CLA-2ST

1 km

CHIRIMIA-1

Mapa estructural en profundidad CDO Superior

B

A

A B1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

Basamento

Línea en buzamiento (Factor de Fluido)(1) Reservas 2P de campo de gas Clarinete al 12/31/17

CLA-1

Punto penetradoen CDO Superior

CLA-1 CHIRIMIA-1

Sabiendo Que Rojo Significa Gas,¿Cuál Mapa Utilizaría Para Explorar Gas?

1 KM

3D sin calibrar 3D calibrado para análisis AVO

Breva-1

Arandala-1

Carambolo-1

Extracción AVO sobre formación Porquero

Incluye tasas de prueba

Descubrimiento

Prospecto

Nuez-1

Datil-1

Cacahuate-1

13

Toronja-146 MMcf/d

Nelson-513 MMcf/d

Nelson-623 MMcf/d

Aplicando AVO para investigar la presencia de areniscas cargadas de gas (ej: reservorio Porquero)

Exploración Mayo 2018Breva-1

• Breva-1

• TD 7,300 ft md

• Reservorio objetivo Porquero

• Costo perforación (D&A) $3.1 MM

• 3 posibles localizaciones adicionales perforables desde la locación del pozo Breva

1 KMExtracción AVO sobre el Porquero Medio Marcador SST

NUEZ-1

DATIL-1

CACAHUATE-1

A

B

VIM-21

TORONJA-1

NELSON-5

NELSON-6

BREVA-1

ARANDALA-1

CARAMBOLO-1

BREVA-1TORONJA-1

A B

Tope Porquero

Breva-1 ofrece conexión de 3km al campo de gas ToronjaEl pozo Breva-1 probó el play en Porquero, definido con análisis AVO

14

LocaciónBREVA

• Borojo-1 es un prospecto apoyado por AVO en CDO

• TD 9,920 ft md

• Reservorio objetivo Ciénaga de Oro

• Costo perforación (D&A) $3.6 MM

• El pozo COR-12 produjo 10 BCF (no perforado en ubicación estructural óptima)

Extracción de atributo “Factor de Fluido” al tope CDO, contornos en profundidad del tope CDO sobreimpuestos

A

B

COR-12

500 M

Cierre estructural más bajo

Borojo-1

Feijoa-1

Feijoa-1

500 M

Esperanza

Exploración 3Q 2018Borojo-1

15

BA

Sección “Factor de Fluido”

Cierre estructural prominente con fuerte anomalía

Borojo-1

Ecuador

140 280 420 560

Km

Océano Pacífico

Colombia

Cuenca Caguán PutumayoCrudo pesado

Cuenca LlanosCrudo Ligero

Cuenca del Magdalena MedioShale

Magdalena SuperiorShale

Ecuador

• Cierre de venta de activos en Ecuador en Feb ‘18

• $36.4 MM en ingresos de efectivo

Colombia

• Desinvertir de activos en Colombia

• Portafolio diversificado 4 cuencas

• Bloques / acres netos 14 / 1.0 MM

• Producción ~1k bopd(1)

• Potencial de explotación prometedor para playde shale convencional naturalmente fracturado

• Acceso a shale de talla mundial en La Luna

(1) Producción neta antes de regalías de Canacol, para los tres meses terminados el 3/31/18

Desinvertir de Crudo de Canacol-ColombiaSe espera cierre de transacción en Junio 2018

16

1Q ‘18: Generación de Tres DígitosVentas de Gas Contractuales Realizadas

MMcf/d

Crecimiento secuencial de ventas de gas contractuales realizadas

76 85 106

114-129

230

3Q '17 4Q '17 1Q '18 '18e '19e

+12%+25%

$6.5

$6.1

1Q '17 1Q '18

US $ en MM, excepto BOE

Menores costos de G&A corporativos

$4.28/boe

$3.27/boe

-24%

17

Principales Beneficios de las Nuevas Notas Senior de Canacol

(1) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.12 / precio acción(2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.78) al 5/15/18(3) Al 3/31/18(4) Libor fluctuante de tres meses +5.5% al 4/26/18

US $ en MM, excepto CDN $/acción

TSX $/acción (5/15/18) CDN $4.12

Acciones en circulación FD(1) 181

Capitalización de mercado(2) $ 578

Deuda neta(3) $ 259

Valor empresa “EV” $ 837

Participación Junta y Gerencia 22%

Cierre notas senior no garantizadas a principios de mayo de 2018

Los beneficios claves incluyen:

• Reducción tasa de interés anual en ~75 puntos básicos

• Eliminación de volatilidad y cambio de tasa flotante de ~8%(4) a fija 7.25%.

• Diferidos $23.5 MM de pagos de amortización trimestrales establecidos para empezar en Mar ‘19

• Eliminados $25 MM en requerimientos de cuenta de reserva del servicio de la deuda

• Eliminación de covenants trimestrales de mantenimiento

Estructura de capital

Resumen de nuevas notas senior no garantizadas

US $ en MM

Principal $ 320

Pago del principal En la madurez

Madurez 2025

Tasa/año Fija 7.25%

Cuenta reserva del servicio deuda Ninguna

18

19

Contacto IRTSX: CNE | BVC: CNE.C

Mauricio HernándezGerente Relación con Inversionistas

+57.1.621.1747mhernandezt@canacolenergy.com