Bogotá. RESULTADOS FINANCIEROS 2Q - año fiscal 2015 Febrero 16 de 2015, Bogotá

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1 Bogotá RESULTADOS FINANCIEROS 2Q - año fiscal 2015 Febrero 16 de 2015, Bogotá

2 ESTRATEGIA Enfoque principal de Canacol para el año 2015 considerando la volatilidad del precio de petróleo: 1) Desarrollo e Infraestructura en Esperanza & VIM-5 De 20 MM scfpd a 83MMscfpd a finales ) Negociación de Contratos de Gas Adicionales Desarrollo y comercialización del descubrimiento Clarinete 2 pozos de evaluación: Clarinete-2 y Oboe-1 3) Infraestructura y Adquisición/Interpretación Sísmica LLA-23 Reducción de costos y definición leads exploración 4) Ecuador CAPEX 2015 Guidance US$84 MM 10,000 12,000 boepd

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4 Promedio de Producción Trimestral Antes de regalías Objetivo ,000 12,000 boepd 48% no sujeto a WTI 60% estimado año calendario 2015 Producción trimestral, incluida en Estados Financieros y Reporte de Gestión y Análisis, para cada uno de los periodos

5 INGRESOS AJUSTADOS Tres meses Nueve meses 3Q F2014 US$ 62,4 MM 3QF 2014 US$ 161,9 MM 3Q F2015 US$ 32,8 MM 3QF 2015 US$ 144,1 MM Variación -US$29,6 MM -US$ 17,8 MM -47% -11% Tres meses FONDOS AJUSTADOS PROVENIENTES DE OPERACIONES Nueve meses 3Q F2014 US$ 33,2 MM 3QF 2014 US$ 74,9 MM -67% 3Q F2015 US$ 10,9 MM 3QF 2015 US$ 71,0 MM Variación -US$ 22,3 MM -US$ 3,9 MM -5%

6 REDUCCIÓN DE OPEX Y G&A Como resultado de las iniciativas de reducción de costos y la devaluación del COP: Q Q OPEX & Transporte US$16,8 MM US$11,8 MM -30% $16,33/boe $11,82/boe -28% G&A US$5,7 MM US$4,9 MM -15% $5,52/boe $4,86/boe -12% Iniciativa para seguir reduciendo costos: Centralización de LLA-23 hacia la Plataforma en Pointer mediados calendario 2015

7 Ingresos Gastos transporte y produx Ingresos Totales* & Opex + Transporte Cifras en millones de dólares *Incluye CPI de Ecuador Cifras en miles de millones de dólares americanos ($) Valores trimestrales. La fecha representa el cierre de cada uno de los trimestres Valores obtenidos de los Estados Financieros y Reporte de Gestión y Análisis para cada uno de los periodos.

8 Pérdida Neta US$ 15,6 MM Non Cash Items Atribuible a: Gasto por impuestos diferidos Gasto por agotamiento y depreciación Impuesto a la Riqueza $4,7 millones $12,3 millones $1,5 millones

9 EBITDA En el tercer trimestre del 2015 Canacol obtuvo una pérdida de $15,6 MM, frente a una utilidad de $19,4 MM en el mismo trimestre del año 2014 Marzo 31, Utilidad (pérdida) Neta (15.638) Ajustado por: +Impuestos Impuesto a la riqueza Intereses Depreciación Compensación en acciones Pérdida en derivados e instrumentos financieros 145 (1.311) +Diferencia en cambio no realizada (3.186) (2.657) +Pre-license costs/e&e write down Deterioro de activos - - +Otros ingresos Cambio en provisión - (10.545) EBITDA

10 FINANCIACIÓN Crédito Preferencial a Término Fijo Reemplaza antiguo crédito existente US$176 millones US$200 MILLONES Vencimiento: Septiembre 30 de 2019 Tasa: Libor + 4,75% Periodo de gracia: hasta diciembre de 2017 Intereses trimestrales Covenants financieros más flexibles (Deuda / EBITDAX 3.50:1)

11 SITUACIÓN DE EFECTIVO Efectivo + Efectivo equivalente Efectivo restringido US$ 44,5 MM US$ 74,3 MM La disminución durante el trimestre se explica por: Pago de cuentas por pagar del 2Q F2015 Amortización Deuda -US $46,1 MM -US $14,7 MM Otros: Capital de Trabajo, actividades operacionales y capex 3Q + Nuevo Crédito Preferencial a Término aplaza amortizaciones hasta diciembre del Abril 2015 se desembolsaron US$25MM disponibles de la Nota Senior

12 ADQUISICIÓN 25% VIM5 VIM19 Emisión 8,749,424 de acciones ordinarias valoradas a $2.06 por acción $5 millones de dólares pagaderos el 11 de septiembre del 2015 En efectivo o acciones ordinarias Compensación de $15 millones de cuentas por cobrar Regalía 1% sobre los ingresos netos de las ventas de gas Excluye el descubrimiento Clarinete Tope total de US$10 millones $1.13 millones por BCF del 25% de las reservas 2P adicionales de Clarinete: Hasta el Reporte de Reservas con corte a Junio 2016 Tope US$13 millones Pagadero 15 días después del reporte de reservas En efectivo o en acciones ordinarias

13 CANACOL CON SU ACTUAL: Amplio y diversificado portafolio de activos de petróleo y gas Reducida exposición a los precios de referencia de petróleo Sólida estructura financiera y acceso a socios financieros Sólidos equipos técnicos y gerenciales Efectivo: $44,5 MM + $74,3 MM (RC) ESTA BIEN POSICIONADA EN EL 2015 PARA: Adaptarse al entorno de incertidumbre en los precios del petróleo Mantener sólidos niveles de producción y flujo de caja Continuar con la estrategia de crecimiento en el mercado local de gas Mantener inversiones en activos de petróleo estratégicos Crecer la base de reservas

14 Bogotá RESULTADOS FINANCIEROS 2Q - año fiscal 2015 Febrero 16 de 2015, Bogotá

15 Buscadores probados de Petróleo y Gas en Colombia y Ecuador Valor Pagado ~$230 MM >$1 B Exploración 15-de-24 pozos (63%) Descubrimientos >50 MMboe en reservas 2P Desarrollo 50-de-53 pozos (94%) PETROLEO GAS Enfocados en el gas hasta que se recuperen los precios del petróleo Objetivo año calendario 15 (1) 10-12,000 boepd promedio (60% insensible al precio WTI) $84 MM E&D capex +54% CAGR en reservas de gas 2P Gas 61 Reservas 2P Gas 345 BCF* (61 MMboe) / $852 MM(2) Petróleo 23 MMbls / $556 MM(3) Petróleo 23 EV $571 MM *BCF: Billion Cubic Feet, Billones de pies cúbicos E&D Capex : Inversiones de Capital en Exploración y Desarrollo '09 '10 '11 '12 '13 '14 _ (1) Basado en el precio promedio del WTI $60/bbl para el año calendario 15 (2) Reporte de reservas a feb 15. Representa VPN 10 antes de impuestos. (3) Reporte de reservas a jun 14. Representa VPN 10 antes de impuestos. 15

16 Presupuesto E&D 15 $84 MM ~63% desarrollo $32 MM invertidos a la fecha / $52 MM restantes Crudo liviano Oriente $8 MM Llanos $33 MM Gas seco Magdalena inferior $43 MM 49% Producción 4X a partir de Dic 15 producción de MMcf/d ebitda gas de $30 $150 MM(1) Restan 2 pozos y 1 workover en el 15 Gas seco A partir del 3Q del año calendario 15: Gasoducto hacia Jobo Crudo liviano Opción de hasta 4 workovers Línea de flujo y facilidades Nueva 3D; confirmar leads exploratorios (1) Anualizado 16

17 $500 Ingresos y ebitda de gas proyectado >10x Cada contrato de gas es fijo bajo contratos take-or-pay : Clientes (años) 5-15 Volúmenes (MMcf/d) 118 Rango de precios de venta de gas (MMbtu) $5-$8 Aumento de precio (/año) 2-3% $400 $300 $200 $100 Actividades de gas 15e 20e Invertir ~$300 MM para generar Ebitda $1.6 B $ MM $- / yr. '15e '16e '17e '18e '19e '20e Crecimiento proveniente de un portafolio diversificado Base de reservas 2P y volúmenes equivalentes Gas seco 345 BCF (61 MMboe) (1) Crudo liviano 23 MMbls (2) Acres netos 23 contratos / 2.6 MM Potencial de recursos >280MMboe (3) Avg. boepd 0 '15e '16e '17e '18e '19e '20e (1)Reporte de reservas a feb 15. Representa VPN 10 antes de impuestos. (2)Reporte de reservas a jun 14. Representa VPN 10 antes de impuestos. (3) Estimaciones de la gerencia 17

18 La demanda de gas para Colombia podrá aumentar 9x más rápido que la demanda mundial La demanda de gas en el mercado objetivo de Canacol (Costa Caribe) crecerá 1.7x más rápido que la demanda del país MMcf/d Termoeléctrico Transporte +15% +0% +10% 800 Ecopetrol -3% +3% Petroquímico Industrial +2% Bogotá +3% 200 Comercial Residencial 0 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15e '16e '17e '18e Fuente: UPME 18

19 3 campos en la Guajira -20% año/año Chuchupa Riohacha Ballena Costa Caribe Demanda ~575 MMcf/d en 18e 14 18e CAGR +15% Mar Caribe Barranquilla Suministro ~501 MMcf/d en 14 3 campos en la Guajira declinaron ~20% año/año Cartagena Cuenca del Mag. Inferior Opciones de suministro se limitaron en el Mag. Inferior <5 campos de gas (únicamente 6% de la producción de Colombia) Canacol es la nueva fuente de suministro Desempeño a finales 14 2 descubrimientos triplicaron las reservas 2P a 345 BCF año/año La Creciente +58 MMcf/d Se firmaron contratos de gas para impulsar la Clarinete producción 6x a 118 MMcf/d en los próximos 3 años Potencial Palmer Nelson ~785k acres brutos, ~15% de la cuenca >2 TCF recursos totales prospectivos no riesgados *TCF: Trillion Cubic Feet, Trillones de pies cúbicos Cerro Matoso Campos de Gas Compresores Gasoducto TGI Gasoducto Promigas 19

20 La Creciente Geografía: El mercado de gas en Colombia con mayor crecimiento Mundo >> Colombia >> Costa Caribe >> (Mercado de Canacol) 1% +9% +15% por año Geología: Repetición del reservorio Ciénaga de Oro 11 Nelson 14 Palmer 15 Clarinete 3 descubrimientos claves en el mismo reservorio Reservas 2P incorporadas 345 BCF (1) VIM % Potencial 345 BCF (1) + >2 TCF (2) 15 prospectos/ leads Gas: Pataforma de Crecimiento Bloques 4 Acres Brutos ~785k, ~15% de la Cuenca Crecimiento Producción 4x MMcf/d asegurado Aumentar EBITDA $30 $150 MM (3) a partir de dic 15 (1) Reporte de Reservas a Feb 15 (2) Representa recursos totales prospectivos no riesgados de gas (3) Anualizado VIM % Palmer 14 Clarinete 14 Unido a Jobo Nelson km ESPERANZA VIM 5 100% 100% Gasoducto Prospectos y leads Campos y Descubrimientos Magdalena Inferior 20

21 Un gran potencial en Clarinete Reservas 2P 150BCF/ $259 MM (1) Recursos prospectivos $209 / $295 MM (2) VIM 5 Zona Superior -6,410 pies nivel bajo el mar ~3,000 acres Evaluación Oboe-1 2 pozos programados en 15 Oboe-1 + Clarinete-2 Oportunidad futura 80 MMcf/d por 10 años. (1) Reporte de reservas a feb 15, VPN 10 antes de impuestos (2) Reporte de recursos a feb 15, VPN 10 antes de impuestos Evaluación Clarinete-2 Clarinete-1 Subcrop edge 21

22 Cartagena capacidad Facilidades Jobo MMcf/d Finalizar 15 km de la línea de flujo que une a Clarinete con Jobo Cuadruplicar la producción de MMcf/d Desde 120 a 185 MMcf/d Filadelfia Aumentar el Ebitda $30 $150 MM(1) Sincelejo La Creciente +58 MMcf/d Diseñar y construir gasoducto de ~190 km (16 ) Entre Jobo y Sincelejo Modernizar tubería de Desde 15 a 75 MMcf/d Jobo Clarinete Entre Sincelejo y Cartagena: Ampliación del gasoducto Campos de Gas Compresores Gasoducto Promigas Palmer Nelson Nueva compresión en Filadelfia 20 MMcf/d al sur (1) Anualizado 22

23 Tendencia de crudo 26 MMbls (1) 08 a la fecha Bloques RH (100%) y LLA 23 (90%) Acres netos/campos 112k / 6 Éxito 89% (32/36 pozos) Reservas 2P restantes 10 MMbls (2) 1Q Año calendario 15 Producción 4,512 bopd Precio obtenido/ netback $38.43 / $18.71 LLA 23 Las Maracas ~12 MMbls Cravo S ~9 MMbls Tigro Cravo E ~8 MMbls L P New 3D Tendencias que podrían rimar Potencial de ~40 MMbls de recursos prospectivos restantes (3) Macarenas ~6 MMbls Actividades 15 Completar adquisición de sísmica 3D (en amarillo) Confirmar futuros leads exploratorios Lab M 3D Línea de flujo detigro a Labrador + facilidades de inyección, disminuye el opex para jul 15 ~$5/bbl R H 26 MMbls Tendencia petrolífera (1) (1) Barriles totales producidos desde agosto de 2008 a enero de 2015 (2) Reporte de reservas para Labrador, Leono, Pantro, Tigro jun 14 Reporte de reservas para Rancho Hermoso a jun 14 (3) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables no riesgados Falla Campos de crudo Leads 23

24 714k acres netos Segunda posición en tierras de shale en Colombia Santa Isabel N Ecopetrol 2 Shell Shell VMM VMM 3 Perforación VIM CNOOC Nuevo Reporte de D&M revela un gran potencial para Canacol(1) Cubre únicamente 3 de 7 bloques prospectivos de shale oil Mejor Alta Media COR 39 Exxon S 4 5 COR 4 Exxon N 6 COR 11 7 COR 12 S (1)Representa recursos brutos prospectivos de petróleo para la participación de Canacol y VPN-10 respectivo, del reporte de estimación media de recursos de DeGolyer & MacNaugton, efectivo a Jun 14 24

25 Enfocados en el gas hasta que los precios del petróleo se recuperen Objetivo año calendario 15 (1) 10-12,000 boepd (60% insensible al precio WTI) 15e 10-12,000 boepd 100% Reservas 2P Base de reservas 2P Gas seco Crudo liviano 345 BCF (61 MMboe)(1) 23 MMbls(2) 15e - 20e, explorar y desarrollar un portafolio diversificado Producción Reservas 2P +20% CAGR, 11k 32k boepd 20e Probar >280 MMboe(3) Potencial de recursos de exploración desde >280 MMboe(3) 33k boepd (1) Reporte de reservas a feb 15. Representa VPN 10 antes de impuestos (2) Reporte de reservas a jun 14. Representa VPN 10 antes de impuestos (3) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables no riesgados 25

26 TSX (CNE), BVC (CNEC), OTCQX (CNNEF) En mm Acciones en circulación (1) En USD mm Capitalización del Mdo. $338.1 Deuda bancaria Bono convertible Capital de trabajo (28.4) Deuda neta $232.4 Valor de la Empresa $570.5 (2) (3) (3) (3) $8 $6 $5 $3 El mercado empieza a ver el potencial 3.36 Abr 15 nuevo acuerdo crediticio a largo plazo $200 MM $2 $- CDN $/share Reemplaza el crédito existente Vence en Sept 19 Sin pagos principales hasta Dic 17 Después, amortiza en 8 pagos iguales trimestrales Interés pagadero trimestralmente a LIBOR % Covenants financieros más flexibles (1) A marzo 31 del 2015, e incluye valores diluyentes basados en un precio de cierre de la acción de CDN $3,36 (2) Convertido utilizando tasa de cambio CDN USD (0.84) al 5/13/15 (3) A marzo 31,

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