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.

La inversión en Canacol Energy es especulativa, debido a la naturaleza del negocio de la Corporación. La capacidad de la Corporación para llevar a cabo sus iniciativas de crecimiento, como se describen en esta presentación confidencial, dependen de que Canacol Energy pueda obtener capital adicional. No existe seguridad de que la compañía pueda captar exitosamente el capital requerido o completar las iniciativas de crecimiento descritas. Los inversionistas deben confiar en la habilidad, experiencia, juicio, discreción, integridad y buena fe de la Administración de la Compañía.

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 a boca de pozo.

2

(1) Pro forma para el aumento de capital de mayo '14 y la adquisición en LLA 23 en junio '14 (2) Reservas 2P + “volúmenes equivalentes” antes de regalías & VPN-10 antes de impuestos a

jun´13 y dic´´13 (reporte de reservas “D&M”). Estas cifras no reflejan los volúmenes de producción desde la fecha del reporte de reservas de “D&M”

(3) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables riesgados

Sólida Base de Producción

Portafolio 5 cuencas / 8 campos

Valor de la Empresa “EV” US $ 763 millones(1)

Reservas 2P + “DV” 41 mmboe / US $ 842 millones(2)

Sólida vida de reservas ~ 9 años

Potencial de Exploración

Portafolio 23 contratos / 1.8 millones de acres

netos

Recursos potenciales ~200 MMboe(3)

Socios de talla ConocoPhillips, Exxon Mobil, Shell

mundial

3

Esperanza

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

'13a '14e '15e '16e '17e '18e '19e '20e

Cerca de triplicar la producción de las reservas 2P actuales a lo largo de los siguientes 3 años

Producción promedio año calendario ubicado en el eje X

Producción promedio neta antes de regalias (boepd)

$581

$763

$1.546 $261

$708

$190

$81

$-

$500,0

$1.000,0

$1.500,0

$2.000,0

$2.500,0

Proven Probable Possible EV Upside

Po

ten

cial de

Ex

plo

ración

Reservas 2P + “DV” 41 MMboe / US $ 842 millones

Recursos prospectivos ~200 MMboe / US $2.3 billones

Reservas 2P + “volúmenes equivalentes” antes de regalías & VPN-10 antes de impuestos a jun´13 y dic´´13 (reporte de reservas “D&M”). Estas cifras no reflejan los volúmenes de producción desde la fecha del reporte de reservas de “D&M” Estimaciones de la gerencia de recursos prospectivos netos riesgados “DV” = “Deemed Volumes” - Volúmenes Equivalentes

Probada Probable Posible “EV” Potencial

Exploración histórica Éxito comercial 47%

4

Objetivo para el año calendario ‘14e entre 13,000 y 14,000 boepd

Producción neta promedio

antes de regalías (boepd)

Netback promedio corp.(/boe)

Tarifa de crudo de Rancho Hermoso Gas

$-

$5

$10

$15

$20

$25

$30

$35

$40

$45

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

Gas (23 MMboe o 56%) Crudo (18MMbls o 44%)

Ecuador

12-15% declinación/año

Llanos

30-40% declinación/año

Esperanza

10-15% declinación/año Capella

10-15% declinación/año

No inluye reservas: LLA 23: Leono, Pantro y aumento de “WI”

~9 años

RLI

5

* “WI” = “Working Interest” - Participación

Creciendo en nuestros éxitos Aumento de “WI” del 80%→90% $40 millones pagados: $31 por barril 2P netbacks $62/barril Se obtuvieron: 1.3 mmbo 775 bopd 5MMbls potenciales 9 pozos adicionales en el ‘14 6 de desarrollo 3 de exploración (Tigro-1, Pointer-1, Maltés-1)

1 ‘08→ Rancho Hermoso 13 de 13 ~15,000 bopd netos el máximo

2 ‘12→ Labrador 5 de 5

3 ‘13→ Leono 3 de 3

4 ‘14→ Pantro 1 de 1

Tigro-1 5 MMbls(1)

LLA 23 Búsqueda de 50 MMbls (1)

Rancho Hermoso Falla

Campos de petróleo Leads

Pointer-1 2 MMbls(1)

(1) (1) Estimaciones de la gerencia de recursos restantes netos prospectivos recuperables no riesgados

Labrador

Leono

Pantro

3D

3D

2

1

3

4

Maltés-1 2 MMbls(1)

6 * “WI” = “Working Interest” - Participación

LLA 23

Lab

5-de-5 en Labrador

Prueba ≤1,800 bopd

Espesores petróliferos

mitigan el riesgo

Próximo Maltés

Netback $62/bbl

P

A-1ST

L-5

L-2

L-3

L-4

L-6c

A

M-1

P Pointer-1 2 MMbls(1)

A

Lab-4 C7,M,B,G,U

Lab-2 G,U

Lab-3 C7,G,U

Lab-5 C7,G

A-1ST C7,G,U

Lab-6c

Maltés-1 2 MMbls(1) Locación

Agueda

Locación Pointer

2km

(1) Estimaciones de la gerencia

90% “WI” 5 reservorios confirmados C7, M, B, G, U 2 exhibidos: C7 y G

P-1

Maltés-2c

Pointer-2c Pointer-2c

7

Leono-2

Leono-3

Leono-1

Pantro-2

Tigro-2c

Pantro-3

Tigro-3c

L-3

P-1

P-2

P-3

T-2c

T-3c

L-1

L-2

2km

Pantro-1

Locación Tigro

Locación Lanceros L

T

Tigro-1 5 MMbls(1)

L

T

Leono → Pantro → Tigro →

90% “WI” 5 reservorios confirmados C7, M, B, G, U 2 exhibidos: B, G

Pozo/recuperación de la inversión ≤6 meses

OWC @ 10,346 ft

OWC @ 9,446 ft

5 resultados importantes pruebas Leono-1 (B) 1,490 bopd netos Leono-2(B) 2,406 Pantro-1(G) 2,344 Pantro-1(M) 830 Leono-3(M) 956 Pantro-2 a prueba

(1) Estimaciones de la gerencia

LLA 23

Pantro Leono

OWC= “Oil Water Contect” – Contacto Agua Aceite

T- 1

LLA 23

Las Maracas

Macarenas

Heredia

Saimiri

Zopilote

Cravo E Cravo S

Mateguaia

Falla Campos de petróleo Leads

Adquirir en jul ’14,

400 km2 de sísmica 3D

para confirmar las

locaciones de perforación

para el ’15 y ‘16

115k acres brutos

Uno de los contratos

mas grandes de E&P en

el área

LLA 23 ~50MMbls

de recursos restantes (1)

(1) Estimaciones de la gerencia de recursos restantes netos prospectivos recuperables no riesgados 9

Esperanza 100% “WI” Sólidos contratos de gas de largo plazo+precios altos/netback+mínimo capital de desarrollo Este activo se posiciona en el top 5% de vida de reservas en Colombia Reservas 2P 22.6 mmboe(1)

Dic ‘13 3,000 boepd Vida de reservas 20-años Contrato existente ‘14→’21e 2,800 boepd @ ~$4/mmbtu 2 nuevos contratos podrían triplicar la producción en Dic ‘15e ’15e→’20e 6,140 boepd @ $5.40/mmbtu >8,900 boepd en Dic ‘15e

Corozo

Palmer

Cañandonga

1

3

2

Nispero

Prospectos Leads Campos productores

Katana

Nelson

Arianna

Caña Flecha

Estación Jobo

Gasoducto a la mina

(1) Reporte de reservas efectivo a dic‘13 (2) Estimaciones de la gerencia para recursos netos prospectivos recuperables no

riesgados/riesgados

gasoducto

Potencial de Exploración Actividades actuales Pruebas a 1 de 3 pozos de exploración 20.3 / 10.4 m mboe de recursos prospectivos(2)

Esperanza

10

3

2

1

4

6

COR 4

COR 12

VMM 3

VMM 2

COR 11

COR 39

Santa Isabel

5

7

N

N

S

“La motivación es evidente” ‘93 → ‘12, La vida de reservas de Colombia disminuyó 19 → 7 años

El “shale” es la solución para ↑ las reservas de Colombia

Canacol tiene la segunda posición en tierras de “shale” en Colombia

S

COR 62 $263/acres

11

La Luna Totumal 1-5 800k bbls producidos

La Luna Olivo-1 Probó ≤ 6,400 bopd

Catalina-1 Probó 7,820 bopd

Santa Isabel

VMM 3

VMM 2

Buturama 1-4 Produjo 500k+ bbls

Mono Araña-1 prueba de largo plazo

Rosablanca

El Cejudo-1

Pico Plata-1

‘14e: 11 pozos 5 “fracs”

$240 mm capex ’16e >25,000 bopd

Área de “shale oil” definida(1)

P Pozos propuestos (1) ~1.5 mm acres de “shale oil” prospectivo en La Luna en la Cuenca del Magdalena Medio, EIA Jun ‘13

“Sweet Spot”

Multiples zonas de “shale”

OP-1

12

De

sarr

ollo

LLA 23 (Labrador, Leono, Pantro) VMM 2 Ecuador Capella Rancho Hermoso

(1) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables no riesgados/riesgados (2) Representa la producción neta promedio antes de regalías

Objetivo ‘14e 13,000 – 14,000 boepd(2)

Po

ten

cial

de

Ex

plo

raci

ón

Total ‘14e

PESADO Capella: Chipo 1 3.3/0.8

Q 3 ‘14e Q 4 ‘14e

SHALE VMM 3: Picoplata 1 54.8/13.7 VMM 2

GAS Esperanza: Palmer, Corozo, Cañandonga 3 20.3/10.4 10 89/31 mmboe

LIVIANO LLA 23: Pointer, Maltés, Tigro 3 8.3/4.7 mmbls CLT: Guepardo 1 1.3/0.7 Ecuador: Secoya Oeste 1 1.0/0.4

Pozos Recursos

Prospectivos(1)

Advantage

13

Equipo con> 50-años de historia operacional

combinada en Colombia

Calendario ‘14e 13,000 - 14,000 boepd

Objetivo 89 mmboe / 31 mmboe(4)

Plataforma 5 cuencas/8 campos

diversificada

Reservas 2P + “DV” 41 mmboe(5)

Recursos potenciales ~200 mmboe(6)

Socios de talla ConocoPhillips, Exxon, Shelll

mundial

Resumen

(1) No incluye instrumentos financieros no dilutivos basado en el actual precio/acción CDN

$6.88/acción (2) Convertido utilizando CDN → USD tasa de cambio (0.92) al 8/4/14 (3) A marzo 31 de 2014

28% 32%

18% 22%

En mm Acciones en circulación 106.0 Dilución 8.9 114.9 En USD mm Capitalización del mdo $724.5 Deuda neta+ convert 38.4 Valor de la Empresa “EV” 762.9

Accionistas Diversificados

(1)

(2)

(4) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables no riesgados/riesgados (5) Reportes de reservas efectivos a jun ’13 y dic ’14 (6) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables riesgados

TSX (CNE), BVC (CNEC), OTCQX (CNNEF)

(3)

14

15

Ver las notas que se encuentran en los estados financieros para los períodos indicados 16

Contacto: 57 6211747 ir@canacolenergy.com

17 Ver las notas que se encuentran en los estados financieros para los períodos indicados