Corporate PresentationEnero 2020

Declaraciones Futuras

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

El término barriles de crudo equivalente (boe) se calcula usando el

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

siendo equivalente a un barril de crudo. El término boe puede ser

engañoso, particularmente si se utiliza en aislamiento. La razón de

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

equivalencia de energía aplicable en la punta del quemador y no

representa una equivalencia de valor en boca de pozo.

Ventas realizadas contractuales

Representa el neto antes de regalías.

USD

Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a

menos que se indique lo contrario.

2Jobo-3

July ‘19

El Mayor Productor Independiente de Gas Natural enColombia

3

Gas Natural Convencional en Colombia

1. Enfocado

• Un play puro de gas natural convencional enfocado en Colombia

2. Líder

• El mayor proveedor de la Costa Caribe y el mayo productor independiente del país

3. Bien Posicionado

• El único operador de gas onshore con la estructura de costos más competitiva

Creando Valor Para los Inversionistas

Ventajas Competitivas

1. Upside Importante

• Activos de clase mundial con oportunidades de crecimiento orgánicas (2.6 TPC de upside de recursos)

2. Bajo Riesgo – Alta Recompensa

• Contratos take or pay a largo plazosin exposición a los precios de commodities globales

3. Fuerte generación de flujo de caja

• Operador de bajo costo apuntando a un flujo de caja libre significativo

• Retorno a la inversión

• Rentabilidad del dividend ~4.5%

Retorno a los Inversionistas

El Modelo Especial de la Operación de Gas Natural de Canacol

4

Oferta de Canacol ~25% de gas en Colombia

Demanda de gas del país ~ 1 BCF / +2-3% per yr.

Oferta de gas, x-Canacol Declinando ~12% / yr.

Líder del Mercado

El mayor productor independiente de gas natural en Colombia, donde existe una oferta deficiente

Crecimiento Importante en Ventas

Exploración Exitosa + Costo F&D Líder en la Industria

Altamente Rentable

Operador de bajo costo con un margen de netbackrobusto

Importante flujo de caja libre después de capex

Potencial Significativo de Recursos

‘19e → ‘20e, crecimiento ~37% 150 → >205 MMscf/d

‘20e → ‘23e, crecimiento ~46% >200 → >300 MMscf/d

Éxito en exploración 19/23 (83%)

3 años 2P F&D $0.57/Mcf

1

2

3

4

5

Contratos take or pay $4.84/MMbtu(1)

215% del U.S. Henry Hub

Netback operativo / margen $3.92(2) / 81%(2)

’20 capex <50% del EBITDAX anual

140 prospectos/leads Upside 2.6 TPC(3)

(1) Al 3Q ‘19. Representa los contratos realizados de gas, netos de costos de transporte (2) Al 3Q ‘19(3) Representa la media de recursos prospectivos sin riesgar, Boury Global Energy Consultants 7/31/18 (sin estimaciónes de recursos para bloques adquiridos en 2019)

Solucionando el Déficit de la Oferta de Gas Natural en Colombia

Bogota

Medellin

Cartagena

Barranquilla

Mar CaribeHocol

60 km

Bloques de gas de Canacol

Expansión gasoducto

Gasoductos existentes

Sólida demanda de gas en la Costa Caribe de Colombia

• Demanda ~425 MMcf/d

aumentando 3% / año(2)

Disminución terminal en la oferta de gas en el Caribe

• Por 30+ años, Chevron proporcionó ~50% de la oferta de gas

• Canacol está remplazando a Chevron como el mayor proveedor de gas para la Costa Caribe

(1) Fuente: Proyección de demanda de gas natural en Colombia – UPME, Diciembre 2019

Cerro Matoso

Demanda de Gas Natural de Colombia 1999-2033(1)

En MMcf/d

5

Campos Guajira

Nuevos Bloques

Adquiridos en 2019

0

500

1,000

1,500

2,000

1999 2004 2009 2014 2019 2024 2029

History Low Medium HighHistórico Bajo Medio Alto

Seguimiento del Gas de Canacol

Posición de tierras grande y creciente

• 85k → 1.4 mm acres netos

• 7 → 140 prospectos & leads

• 2.6 TPC de recursos prospectivos(2)

Reservas 2P en BCF

Gran base de reservas de gas(1)

44

• AI VPN-10 $1.5 B(1)

• + 481 BCF de ‘13 → ‘18

• 39% TACC

(1) Participación de reservas de acuerdo al reporte independiente de reservas de Boury Global Energy Consultants (“Boury”) efectivo Dic. 31, 2018 (2) Representa la media bruta de recursos sin riesgar, Gaffney Cline & Associates 7/31/18, (sin estimaciones para los bloques adquiridos en 2019)

En MMscf/d

• Al ‘23, crecimiento ~46% (>205→ >300 MMscf/d)

Robusto crecimiento en ventas

7

140

6

78

345

372

411

505

559

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

115 119 122 121

150

205

>300

3Q '18 4Q '18 1Q '19 2Q '19 '19e '20e '23e

+ ~46%

+ ~37%

0.1

0.7

1.1

1.4

7

44

140

0

50

100

150

200

250

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

'12-'13 '14-'16 '17-'18 TodayHoy

215

Promedio anualizado de ventas de gas naturalEn MMcf/d

‘12 Adquisición de Shona Energy

• Gasoducto 80 km → mina de niquel Cerromatoso

’16 Gasoducto 190 km

‘17 82 km línea Jobo → Bremen

• ’19 190 km línea Jobo → Cartagena

‘23e Gasoducto de 100 MMcf/d pipeline a Medellín

• Gasoducto de 300 km hacia el sur

El Éxito Genera el Crecimiento de la Infraestructura

Mar Caribe

Medellin

Sincelejo

Bremen

Estación Jobo

50 km

Bloques de gas de Canacol

Expansión gasoducto

Gasoductos existentes

7

Cartagena

Barranquilla

Guajira

16 70 81

113

150

205

>300

'12 '16 '17 '18 '19e '20e '23e

Plan de Capital para el 2020: Gasto Modesto, Bastante Perforación Exploratoria

$114 MM

(1)

Enfoque 2020

• Perforar 12 pozos: 9 de exploración, 1 de avanzada y 2 de desarrollo

• Acuerdo ejecutivo definitivo para construir un nuevo gasoducto entre Jobo y Medellín

• Continuar el crecimiento enfocado en el monitoreo, reporte y mejoramiento del ESG

• Generar caja libre para respaldar dividendos, recompra de acciones y reducción de la deuda

8

$ en MM

Mantenimiento y Desarrollo de perforación; $19

Pozos de exploración y sísmica; $72

Facilidades e infraestructura;

$11

Admin, ESG y

otros; $12

Política Financiera de Canacol

Nuevo dividendo trimestral de Canacol

• US $28MM por año

• Rendimiento del ~4.5% (a Enero 6, 2020)

• Registro| fecha de pago: 12/16/19 | 12/31/19

Enfoque de retorno, valor a LP del flujo de caja libre

• Reducción de la deuda

• Hasta 14.1 MM en recompra de acciones

Perfil Financiero Conservador

• 2.3x razón de apalancamiento consolidado(1) a Sept 30, 2019

• 1.1x estimado de razón de apalancamiento consolidado: Dic 31, 2020

Plan del Capex apuntando a <50% del EBITDA anual

• $114 MM presupuesto capex anual

• ~$265 MM proyección EBITDA

9

TSX: CNE | BVC: CNE.C

‘20e Flujo de Caja Libre

US$MM

$270 $30

$40

$120

$80

Por favor refiérase al EBITDA y los Fondos de Operaciones de las declaracionesfuturas en la página dos de esta presentación.

Asume una producción de gas promedio anual de 205 MMcf/d a un precio promediode boca de pozo de $4.80/Mcf.

$114

~$80

~$40

$265 ~$30

(1) La razón de apalancamiento consolidado es la razón de la deuda totalconsolidada, menos el efectivo y equivalentes de efectivo, a EBITDAX por los 12meses anteriores.

Exploración Exitosa: Líder en la Industria Utilizando AVO

1 KM

3D sin calibrar 3D calibrado para análisis AVO

Arandala-1

Carambolo-1

Extracción AVO sobre formación Porquero

Incluye espesor en ft. TVD

Descubrimiento

Prospecto

Nuez-1

Datil-1

Cacahuate-1

10

Toronja-114 ft.

Nelson-579 ft.

Nelson-639 ft.

Aplicando AVO para investigar la presencia de areniscas cargadas de gas

Breva-129 ft.

Canacol con AVO 22 de 24 (92%)Canacol total 27 de 31 (87%)

11

Upside de Recursos de Tierras & Gas Natural Convencional

(1) Bloque/Acres netos incluye 3 bloques adicionales adquiridos en la Ronda PPAA-2 de la ANH. Los bloques no están representados en el mapa

(2) Media bruta de recursos prospectivos sin riesgar para el reporte de gas natural convencional preparado por Gaffney Cline & Associates, efectivo 7/31/2018

(3) La trayectoria refleja el éxito de perforación del periodo de 2014 a 2019

Tierras(1)

• # de contratos de exploración 8

• Acres netos 1.4 MM

Oportunidad a lo largo del play definido• Upside de recursos 2.6 TPC (2)

• # Prospectos & Leads 140• # campos de gas 16• Capacidad procesamiento 330 MMcf/d

Trayectoria(3)

• Pozos de exploración 19/23 (83%)• Pozos de desarrollo 8/8 (100%)• Pozos totales 27/31 (87%)

SSJN7Operador CNE

50%WI

VIM21100%WI

VIM19100%WI

VIM5100%WI

Esperanza100%WI

12

Campaña de Perforación 2020

12 Pozos – Todos con Participación 100%

Pozo Tipo de Pozo 1Q 2Q 3Q 4Q

Taladro 1

Nelson-14 Desarrollo

Clarinete-5 Desarrollo

Fresa-1 Exploración

Porro Norte-1 Exploración

Flauta-1 Exploración

Ocarina-2 De Avanzada

Piccolo-1 Exploración

Cornamusa-1 Exploración

Taladro 2

Milano-1 Exploración

Faisan-1 Exploración

Laguneta-1 Exploración

Saxofon-1 Exploración

Destacados Financieros 3Q ‘19

Key data

Ingresos $55.1 MM, +25% año/año

EBITDAX $46.0 MM, +28% año/año

83% margen

Fondos de operaciones $36.4 MM, +41% año/año

Superávit de capital de trabajo $49.1 MM

Efectivo & equivalentes $33.4 MM

Reducción del 40% del OPEX

De $0.40 → $0.24 / Mcf(1)

Reducción del 29% del G&A

De $3.14 → $2.22 /boe(1)

13(1)De 3Q ‘18 a 3Q ‘19

$43,9

$25,8

$36,0

$55,1

$36,4

$46,0

Revenues FFO EBITDAX

3Q '18 3Q '19

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

US$ en MM

+25%

+41%

+28%

Ingresos

Modelo Operativo Sobresaliente y Estable de Gas Natural

Precios de ventas históricos y netbacks operacionalesEn $/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

9m terminados ‘19

Netback operacionalPrecio de venta, neto de transporte

Guidance: $4.80

14

$4,6

$33,4

$49,1

Restricted cash Cash &equivalents

Working capitalsurplus

US $ en MM, excepto CDN $/acción

TSX $/acción (Ene 6, 2020) CDN $4. 67

Acciones básicas(1) 178.9

Capitalización de mercado(2) $ 643

Deuda neta(1) $ 336

Valor empresa “EV” $ 979

Participación Junta y Gerencia 22%

(1) Al 9/30/19(2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.76) al 12/16/19

Capitalización Liquidez del 3Q2019

• Notas senior (7.25%, 2025) $320 MM

• Deuda bancaria (6.875%, 2022) $30 MM

Resumen Financiero

15

Efectivo

Restringido

Efectivo y

Equivalentes

Superávit de

Capital de Trabajo

16

APENDICEPróxima Actividad de Perforación

17

Pozo de Desarrollo Nelson-14 (PUD), Esperanza

Nelson-14

A

B

1 Km

Campo Nelson (Estructura de Profundidad: Tope CDO)

PUNTO DE PENETRACIÓN

PARA TOPE CDO

A BNelson-14

Nelson 2 (Nelson-14 Análogo)

Reservorio Ciénaga de Oro

Espesor neto(Ft. TVD) 162

Porosidad (%) 24%

Tasa de prueba (MMcf/d) Choque: 28/64” 11.4

N

Objetivo del pozo: mejorar el drenaje del reservorio (factor de recobro) de areniscas en CDO cargadas con gas sin perforar situadas en una posición estructuralmente up-dip en el campoNelson 2

Perforado 2011

Producción actual 11.5MMcf/d

Producción acumulada 23.2 BCF

• Inicio perforación Enero 2020

• Profundidad objetivo 10,366 ft. MD

• Locación objetivo 169 ft. estructuralmente up-dipy 286 m de Nelson-2

• Tiempo conexión Dos semanas• Costo (D&A) $3.9 MM

Pozo de Desarrollo Clarinete-5 (PUD), VIM 5

18

Clarinete-1 Clarinete-2st Clarinete-4

Reservorio Cienaga de Oro Cienaga de Oro Cienaga de OroEspesor neto (en ft. TVD) 148 127 297Porosidad (%) 26% 23% 22%Tasa de prueba(MMcf/d) 45 44 40

500 M

N

Campo Clarinete (Estructura de Profundidad: TopeCDO Azul SS3)

Clarinete-2ST

Objetivo del pozo: mejorar el drenaje del reservorio (factor de recobro) de areniscas en CDO cargadas con gas sin perforar situadas en una posición estructuralmente up-dip en el campo

Clarinete-2STClarinete-1

Clarinete-4Clarinete-5

Section extract from field geostatic model. View from South

EW

PUNTO DE PENETRACIÓN PARA TOPE

AZUL SS3 CDO

Clarinete-1

Clarinete-4Clarinete-5

Clarinete-1Perforado 2015Producción actual 18 MMcf/dProducción acumulada 18 BCF

• Fecha inicio Febrero 2020

• Profundidad objetivo 10,050 ft. MD

• Locación objetivo 30 ft. estructuralmente up-dip y 770 m de Clarinete-4

• Costo (D&A) $3.9 MM

W E

19

Pozo de Exploración Fresa-1, VIM 21

Fresa-1 (Estructura de Profundidad: Tope Intra CDO & Extracción AVO)

• Fecha inicio Marzo 2020

• Profundidad objetivo 9,325 ft. MD

• Tiempo conexión Dos semanas

• Costo (D&A) $3.9 MM

Objetivo del pozo: perforar un cierre dependiente de fallas de tres vías para evaluar la presencia de areniscas CDO cargadas de gas soportado por la metodología AVO como definido en la sísmica 3D.

Fresa-1

BA

Evento AVO

Katana-1 (Fresa-1 Análogo)Reservorio Ciénaga de Oro

Espesor neto (Ft. TVD) 90

Porosidad (%) 21.3

Tasa de Prueba (MMcf/d) Choque: 4.83 en 16/64”

Fresa-1

A

B

JOB-4 (11 BCF)

JOB-2

(D&A)

JOB-10 (15 BCF)

KAT-1 (2 BCF)

JOB-3 (D&A)

COR-2 (6 BCF) JOB-1 (7 BCF)

JOB-11 (17 BCF)

Punto de penetración en

Tope Intra CDO

1 KM

Evento AVO

JOB-8 (6 BCF)

JOB-9 (27 BCF)

Pozo de Exploración Porro Norte-1, VIM 5

20

A’

Line PO-1310-2011

A SAN BENITO-1

Porro Norte

Mid Miocene UC

Porro Norte-1

Porro-Norte-1 (Estructura de Profundidad: Tope CDO) Objetivo del pozo: perforar un anticlinal de cuatro vías con un upside de falla dependiente para evaluar la presencia de gas en multiples objetivos soportado por la metodología AVO como definido en la sísmica 2D.

• Fecha inicio Mayo 2020

• Profundidad objetivo 12,353 ft. MD

• Yacimiento objetivo CDO (Calizas Cicuco)

Areniscas Porquero & Tubara

• Locación objetivo CDO 600 ft. estructuralmente up-dip y 1.5 km de Benito-1

• Tiempo conexión Seis meses

• Costo (D&A) $6.1 MM

Line PO-1040-2011

B’

BASEMENT

CIENAGA

Mid Miocene UC

Flauta

BASEMENTO

Cicuco

Porro Norte

Mid Miocene UC

TUBARA

B Porro Norte-1

Contours 100’

3 Km

San Benito-1

Porro Norte-1

APENDICEEl Gas Natural es el Futuro

• El gas natural es una fuente de energía limpia, eficiente y competitiva. Su uso ayuda amejorar la calidad del aire en las ciudades y a reducir la emisión de gases de efectoinvernadero.

• La generación global de energía será llevada a cabo mayormente con gas natural.

Demanda de gas natural de Colombia 2000-2032(1)

MMscfpd

(1) Proyección Demanda Gas: UPME, Diciembre 2019, Caso Medio, (2) AIE

Producción global de energía(2)

Trillones de BTUs

Natural gas

Crudo

Renovables

21

0

500

1,000

1,500

1999 2009 2019 2029

Power Residential Commercial

Industrial Petroleum Other Agua Petroquímicos Renovables Carbón Crudo Gas NaturalNuclear

Energía Residencial Comercial

Industrial Petróleo Otros

APENDICEGestión de Riesgos

19

Riesgos Macro

1. Geopolítico

• Presidente de Colombia favorece el sector/Mercado por los prox. 3 años

2. Regulatorio

• El marco regulatorio y democracia más estable de Sur América

3. Commodities

• Exposición casi nula a los commodities

Riesgos Económicos/Sociales

1. Comercial

• Compradores de primer nivel

• Competidores limitados

2. Económico

• Los contratos a largo plazo con precios fijos proveen seguridad y estabilidad

• Operador de bajo costo experimentado y autofinanciado

Riesgos Operacionales

1. Operacional

• Las mejores prácticas industriales y de seguridad

• Exceder la capacidad de producción y procesamiento

2. Reservas

• 480+ BCF descubiertos en los últimos 7 años

• Tasa de éxito de perforación líder en la industria (87%)*

• Bajos costos F&D $0.32 - $0.57/Mcf

3. Recursos

• Posición de superficie relativamente inexplorada con 140 prospectos/leadsrepresentando 2.6 TPC en potencial de recursos

* Representa la tasa de éxito de perforación en exploración, de avanzada y de desarrollo

APENDICEResponsabilidad Social Corporativa

14

La Fundación Entretejiendo nació de nuestro interés por mejorar la calidad de vida de las comunidades en nuestras áreas de influencia

Proyectos ‘18 - ‘19 Inversión de US$3.1MM 44%CNE

56% Aliados 1

Masificación de gas

En alianza con Surtigas, estamos llevando gas natural a comunidades locales (> 1,500 familias)

Pisotón

Programas de educación emocional para niños

Viva la Voz Joven

Liderazgo comunitario

Mi Bici Postobón

Facilita el acceso a colegios

Brigadas de salud

Proyectos estructurados con recursos de regalías

(1) Surtigas, Patrulla Aérea, Fundación Postobón, Universidad del Norte, Fundación a la Rueda Rueda, Universidad de los Andes, Fundación CedeSocial y Universidad Piloto 20

21

Carolina Orozco

VP, Relación con el Inversionista

44 (0) 755.537.3873

corozco@canacolenergy.com

Phil Heinrich

Gerente Relación con el Inversionista

403.269.1754

pheinrich@canacolenergy.com

Mauricio Hernandez Tascon

Gerente Relación con el Inversionista

+57.1.621.1747

mhernandezt@canacolenergy.com