Enero 2018

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 2016.

USD

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

se indique lo contrario.140 280 420 560

Km

Bogotá

Gas Natural

19 bloques /2.1 MM acres netos

Mar Caribe

Colombia

3

Líder en el Crecimiento de Producción de Gas Natural

+48% TACC en producción de gas

MMcf/d

Objetivo

70 85

229

'16 '17e '18e '19e

114 a129

(1) Basado en contratos de gas actuales, netos de costos de transporte(2) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.48 / precio acción (3) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.80) al 1/12/18(4) Al 9/30/17

• 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)

• 2019

• Nuevo gasoducto Promigas +100 MMcf/d

USD en MM, excepto CDN $/acción

TSX $/acción (1/12/18) CDN $4.48

Acciones en circulación FD(2) 176

Capitalización de mercado(3) $ 630

Deuda neta(4) $ 243

Valor empresa “EV” $ 873

Participación Junta y Gerencia 22%

Una Historia de Descubrimientos+314 BCF en reservas 2P en los últimos 4 años

En USDPro forma para la venta de los activos de Canacol en Ecuador en Dic ‘17(1) No incluye la adquisición del activo de exploración SSJN-7 de Pacific Exploration & Production(2) Reporte de recursos prospectivos de gas natural convencional de Gaffney, Cline & Associates (“GCA”), efectivo Dic ‘16(3) Valor Monetario Esperado descontado al 10%, GCA Dic ‘16

En MMboe(1)

oil gas

17 20

65 72

7 8 11 14

14

19

9

8

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

8074

4

3 adquisiciones de gas(1)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-'14) 96 BCF

Adición de Canacol de reservas 2P de gas 314 BCF

410 BCF

Éxito de exploración de gas 10/11 pozos (91%)

Pozos productores 17

Recursos con Amplio Potencial

Acres netos 1.1 MM

Bloques 5

Media bruta de productos sin riesgar(2) > 2 TCF

VME-10 AI(3) US $789 MM

Prospectos / leads 44

+51% TACC en reservas 2P

Plan para el 2018

Exploración & Desarrollo; $33

Facilidades & equipo; $17

Sísmica, workover & otros; $30

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

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

• Objetivo ‘17e 85 MMcf/d

• Objetivo ‘18e 114-129 MMcf/d

2. Ejecutar el programa de 7 pozos

• Programa 4 exploración & de avanzada

3 desarrollo

• Costo F&D prom. $0.44 / MCF(1)

• ‘18e precio de venta prom. $4.75 / MCF(2)

3. Desinvertir el portafolio activos de crudo convencional de primer nivel

• Creando un play puro, una compañía E&P colombiana enfocada en gas natural limpio

(1) Promedio de los últimos dos años consecutivos(2) Basado en contratos de gas actuales, netos de costos de transporte

97% es dedicado a activos de gas

5

Construir Capacidad Para Exceder 230 MMcf/d

• Programa de perforación acelerado

• 2 taladros

• 4 pozos de exploración y de avanzada

• 3 desarrollo

• Facilidades

• Sistema recolección de gas – eliminar cuello de botella

• Expansión planta de gas de 200 → 300 MMcf/d

• Objetivos claves

• Lograr capacidad de 230 MMcf/d a mitad de 2018

• Agregar nuevas reservas para desarrollar proyectos de gasoductos en el futuro

Ejecutar 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

De avanzada/Desarrollo

Pandereta-3 VIM-5

Canahuate-3 Esperanza

2 pozos adicionales (TBD)

FACILIDADES

Sub-estación Clarinete VIM-5

Sistema tratamiento de agua Esperanza

Sub-estación Betania Esperanza

6

7

2015 – 2016 gasoducto fondeado por Promigas

(1) ANH statistics

Éxito de Canacol Requirió Acceso a Nuevos Clientes

Cartagena

Mar Caribe

Estación Jobo

+65 MMcf/d N

(1) Estadísticas de la ANH

10 km

Bloques de gas de Canacol

190 km gasoducto Promigas

Gasoductos existentes

4 bloques785k acres

20 MMcf/d S Cerro Matos0

• ’14 → ’16: Canacol descubrió más gas que todos los demás exploradores colombianos combinados(1)

• Adquirió reservas 2P de gas ('12-'14) 96 BCF

• Reservas 2P agregadas por Canacol +314 BCF

• ’15 → ’16: Promigas fondeó y construyó gasoducto de 190 km desde los descubrimientos de Canacol a Cartagena

• Reemplazando la oferta decreciente de los campos de Chevron

• ’15 → ’16: Esta nueva estructura permitió a Canacol incrementar su producción de 20→ 85 MMcf/d

• +65 MMcf/d hacia el norte a Cartagena

• 20 MMcf/d existentes hacia el sur a Cerro Matoso

BarranquillaCampos maduros de

Chevron~333 MMcf/d

8

2017 – 2018: infraestructura nueva y expandida

(1) ANH statistics

El Crecimiento de Canacol Requiere Expansión de InfraestructuraDentro del cronograma para entregar +100 MMcf/d en Dic ‘18

3

Sincelejo

1Filadelfia

Cartagena

Barranquilla

Estación Jobo

Bremen

Crecimiento del portafolio de gas ganador de Canacol en el tiempo

201285k acres

2014 Hoy1.1MM acres

1

En Abr 2017, adquirió bloque SSJN-7

• En Dic 2017, ↑ capacidad en 40 MMcf/d

• Línea de 6 pulgadas fondeada por privados Jobo → Bremen (“Sabanas”)

En Dic 2018, programado ↑ capacidad por segunda expansión del gasoducto de Promigas

• Línea 20 pulgadas fondeada por Promigas Jobo → Sincelejo

• Promigas hacia el norte 165 MMcf/d

• Sabanas hacia el norte 40 MMcf/d

• Cerro Matos0 hacia el sur* 25 MMcf/d

2

2

3

VIM 19

Esperanza

VIM 21

SSJN-7

VIM-5

3

+100 MMcf/d N

Sabanas

3

Campos maduros de Chevron

~270 MMcf/d

Mar Caribe

Cerro Matos0

230 MMcf/d objetivo

* Incluye 5 MMcf/d de otros clientes

10 km

Bloques de gas de Canacol

Expansión de gasoducto Promigas

Gasoductos existentes

Nuevas estaciones de compresión

Rica Historia Construyendo Gasoductos

Esperanza

Palmer

Toronja

Oboe

Campo de gas de Canacol

Línea de flujo

5 km

Pandereta

Cañandonga

Cañahuate

EstaciónJobo

Trombón

Níspero

Campo Nelson 193 BCF VIM 5

VIM 21

9

Campo Clarinete143 BCF

Sabanas Nov 2017

• ‘15→’17 Completados 7 proyectos de gasoductos

• ~130 kilómetros agregados

• Obtuvo $30 MM para construir gasoducto Sabanas

• Financiamiento privado (no-dilutivo)

• Dic 5, 2017: inicio de operaciones

• 82 kilómetros

• Línea de 6 pulgadas

Tasa de Éxito de Exploración del 91%

VIM 21

Esperanza

’18 Pandereta-3(desarrollo)

Campo Clarinete143 BCF

Cañandonga

Toronja

PalmerVIM 5

Oboe

’18 Gaiteros-1 (exploración)

Trombón

Níspero

’18 Breva-1 (Porquero

exploración)

’18 Borojo-1 (CDO exploración)

Lead

Prospecto

‘18 prospecto

‘18 de avanzada / desarrollo

Campo Nelson 193 BCF

5 km

• Trayectoria probada de dos formaciones geológicas productivas

• Ciénaga de Oro (“CDO”)

• Porquero

• Programa de 3 pozos de exploración en el 2018

• Objetivo: 2 CDO / 1 Porquero

• Aplicando AVO para investigar la presencia de areniscas cargadas de gas

• Éxito exploración de gas 10 de 11 (91%)

• Espesor neto prom./ pozo 84 ft. TVD

• Tasa de prueba prom./ pozo 32 MMcf/d

10

Estación Jobo

Campo de gas de Canacol

Sísmica 3D

Línea de flujo

’18 Cañahuate-3 (de avanzada)

11

BLOQUE CENTRAL (HORST)

BLOQUE FALLA OESTE

BLOQUE FALLA NORTE

PAN-1

PAN-2

PAN-3

500 MBLOQUE

FALLA SUR

• Pandereta-1 probó 29 MMcf/d

• Inició perforación Oct ’17

• Objetivo primario: CDO 64 ft tvd espesor neto de gas

• Objetivos secundarios Tubará inferior 34 ft tvd espesor neto de gas Basamento fracturado 51 ft tvd espesor de gas

CDO

• Pandereta-2 probó: 51 MMcf/d con choque o 140 MMcf/d con flujo abierto absoluto

• Inició perforación Dic ’17

• CDO: objetivo primario 130 ft tvd espesor neto de gas

• Pandereta-3 inició perforación en Enero 12, 2018

Pandereta-2 Pandereta-1

VIM-5

CDO

64 ft. espesor neto de gas20.5% porosidad

130 ft. espesor neto de gas23%% porosidad

Búsqueda en PanderetaEl éxito de Pandereta 1 y 2 llevan a la reciente perforación de Pandereta-3

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 sobreformación Porquero

Incluye tasas de prueba

Descubrimiento

Prospecto

Nuez-1

Datil-1

Cañahuate-1

12

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 en 1Q 2018 Gaiteros-1

• Gaiteros-1: se espera inicio perforación el 18 de enero de 2018

• Anticlinal de cierre contra falla, definido por sísmica 3D

• Reservorio objetivo Ciénaga de Oro

• TD ~10k ft md

• Costo perforación (D&A) $3.6 MM

Estructura de tiempo CDO medio

2KM

Gaiteros-1

13

VIM 21

Esperanza

’18 Pandereta-3(development)

Clarinete Field 143 BCF

Cañandonga

Toronja

PalmerVIM 5

Oboe

Trombon

Nispero

’18 Breva-1 (Porquero

exploration)

’18 Borojo-1 (CDO exploration)

Lead

Prospect

‘18 prospect

‘18 appraisal / development

Nelson Field 193 BCF

5 km

Jobo Station

Canacol gas field

3D seismic

Flow line

’18 Canahuate-3 (appraisal)

VIM-5

’18 Gaiteros-1 (exploración)

’18 Pandereta-3(desarrollo)

Campo Clarinete143 BCF

’18 Cañahuate-3 (de avanzada)

Estación Jobo

’18 Borojo-1 (CDO exploración)

’18 Breva-1 (Porquero

exploración)

Campo Nelson 193 BCF VIM 5

Exploración en 2Q 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

CAñAHUATE-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

LocaciónBREVA

14

• 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 enubicación structural óptima)

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

A

B

COR-12

500 M

Cierre structuralmás bajo

Borojo-1

Feijoa-1

Borojo-1Feijoa-1

500 M

Esperanza

Exploración en 3Q 2018Borojo-1

15

BA

Sección “Factor de Fluido”

Cierre structural prominente con fuerte anomalía

Ecuador

140 280 420 560

Km

Océano Pacífico

Colombia

Cuenca Caguan PutumayoCrudo pesado

Cuenca LlanosCrudo ligero

Cuenca del Magdalena MedioShale

Magdalena SuperiorShale

• Sólida base de activos productores

• Producción ~2k bopd(1)

• Reservas 2P 7.6 MMbls(2)

• Potencial de exploración

• Portafolio diversificado 4 cuencas

• Bloques / acres netos 14 / 1.0 MM

• Potencial de explotación prometedor para playde shale convencional naturalmente fracturado

• Acceso a shale de talla mundial en La Luna

(1) Producción neta antes de regallías de Canacol, para los tres meses terminados el 9/30/17

(2) De acuerdo al reporte de reservas del 12/31/1616

Desinvertir de Crudo de Canacol2Q 2018: se espera cierre transacción

17

$1,50

$2,50

$3,50

$4,50

20 22

38

70

86 84 83 77 76

122

222

Crecimiento de producción de gas impulsa precio acciónProducción trimestral en MMcf/dCDN $/acción

La tasa año/año de crecimiento de producción de gas se volvió positiva

20

75 85

122

222 +275%

+13%

+43%

+82%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

-

50

100

150

200

MMcf/d

‘17e → ‘18e +43%

‘18e → ‘19e +82%

Un Futuro Más Brillante

Activos Especiales Entregan Flujo de Caja Significativo

18

'16 '19e

$135

~$275

US $ en MM

• Crédito senior garantizado a término

• Credit Suisse + sindicado / L+5.50%• Mar ’19 → Mar ’22 ~$24 MM de pagos principales

para 13 trimestres consecutivos

El operador con menores costos gana(1)

En USD(1) Para los tres meses terminados el 9/30/2017(2) Excluye Ecuador, el cual espera cierre de venta

• Activos especiales

• Entregando gas natural bajo contratos de largo plazo con precio take-or-pay(~$4.75/MMbtu prom.)

• Negocio poco intensivo en capital

• $80 MM en 2018

• Incrementar producción en 82%

$/MCF

Ingresos gas natural $ 4.96

Costo de transporte $ (0.26)

$ 4.70

Regalías $ (0.51)

Costo de producción $ (0.36)

Netback operativo $ 3.83

% margen 77%

(2)

Flujo de caja significativo para el servicio de la deuda

Contacto TSX: CNE | BVC: CNE.C

19

Mauricio HernándezGerente Relación con Inversionistas

+57.1.621.1747mhernandezt@canacolenergy.com