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.

Definición

Los recursos prospectivos son aquellas cantidades estimadas de petróleo, a una fecha determinada, para ser potencialmente

recuperable desde acumulaciones aún sin descubrir, con la aplicación de futuros proyectos de desarrollo. Los recursos prospectivos

tienen tanto la posibilidades de ser un descubrimiento, como la posibilidad de desarrollo.

Declaración Preventiva

No existe ninguna certeza de descubrir cualquier porción de los recursos. Si se descubre, no hay certeza de que sea

comercialmente viable para producir cualquier porción de los recursos.

Mayor información de la Declaración Preventiva para Recursos Prospectivos Riesgados

Estos son recursos prospectivos parcialmente riesgados, que han sido riesgados sobre una oportunidad de descubrimiento, pero

no han sido riesgados sobre una oportunidad de desarrollo. Si se realiza un descubrimiento, no hay certeza de que se va a

desarrollar, o si se desarrolla, no hay certeza del momento en el que se vaya a desarrollar.

(1) Reservas 2P + “volúmenes equivalentes” antes de regalías & VPN-10 antes de impuestos a partir de Jun ’13 y Dic ‘13 (reporte de reservas D&M). Estas cifras no reflejan los volúmenes de la producción desde la fecha del informe de reservas D&M

(2) Estimaciones de la gerencia de recursos prospectivos netos riesgados

Sólida Base de Producción

Portafolio 5 cuencas / 8 campos

Valor de la Empresa US $ 723 millones

“EV”

Reservas 2P + “DV” 41 mmboe / US $ 846 millones(1)

Solida vida de ~ 9 años

reservas

Potencial de Exploración

Portafolio 23 contratos / 1.8 millones de acres

netos

Recursos potenciales ~210 MMboe(2)

Socios de talla ConocoPhillips, Exxon Mobil, Shell

mundial

56 pozos totales (39 restantes) + 13 “workovers” Diversificado a lo largo de 5 Cuencas en Colombia y Ecuador

~$44 millones de capex en el primer trimestre del año calendario ‘14(1)

→43 pozos de desarrollo totales (28 restantes)

Año calendario ‘14e 12,500-13,500 boepd(2)

Crecimiento Año/año 40-50%

~65% oil / ~25% gas

Al finalizar año ~17,000 boepd(2)

Calendario ’14

→13 pozos de exploración totales (11 restantes)

~85% de capex de exploración comprometido alrededor

de los campos existentes

Objetivo ‘14e: 89 MMboe / 31 MMboe(3)

(1) No incluye adquisiciones (2) Producción neta promedio antes de regalias (3) Estimaciones de la gerencia de recursos recuperables netos no riesgados/riesgados

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

$723

$1.546 $265

$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 $ 846 millones

Potencial de Exploración ~210 MMboe / US $2.3 billones

Reservas 2P + “volúmenes equivalentes” antes de regalías & VPN-10 antes de impuestos, a partir de Jun ’13 y Dic ‘13 (reporte de reservas D&M) Estas cifras no reflejan los volúmenes de la producción desde la fecha del informe de reservas D&M Estimaciones de la gerencia de recursos prospectivos netos riesgados

Probada Probable Posible “EV” Potencial

Objetivo ~13,000 boepd para el año calendario 2014e

8 campos

En LLA23 netbacks de ~$62 / barril

Producción neta promedio

antes de regalias (boepd

Netback corporativo promedio (/boe)

Produciendo Tarifa de crudo Rancho Hermoso Gas

$-

$5

$10

$15

$20

$25

$30

$35

$40

$45

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

Tigro-1 5 MMbls(1)

LLA 23 ~50 MMbls

pursuit(1)

Rancho Hermoso Falla

Campos de crudo Leads

Pointer-1 2 MMbls(1)

Labrador

Leono Pantro

3D

3D

2

1

3

4

Maltes-1 2 MMbls(1)

80% de participación operativa Sólidos netbacks $62/barril Producción acelerada y crecimiento de reservas Hasta 9 pozos adicionales en ‘14 Hasta 6 pozos de desarrollo 3 pozos de exploración (Tigro-1, Pointer-1, Maltes-1)

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

2 ‘12→ Labrador 4 de 4 Lab-4 inicia perforación el 30 de abril

3 ‘13→ Leono 2 de 2 Fijar inicio de perforación de Leono-3

4 ‘14→ Pantro 1 de 1

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

Rancho Hermoso Labrador Leono Pantro

Dic ‘09 Dic ‘12 Dic ‘13 May ‘14

13 4 2 1

6 3 4 5

Barco

Gacheta

Ubaque

Mirador

C7

20 pozos perforados exitosamente en 4 campos

Campo

Descubrimiento

Pozos

Reservorios

Fuente de la ANH: Columna estrátigrafica reproducida digitalmente para la Cuenca de los Llanos Orientales (Casanare) Shales Areniscas

Probó 2,930 bopd

Probó 1,038 bopd

Guadalupe

LLA 23

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 →

80% “WI” 5 reservorios confirmados (2 indicados en la gráfica)

Pozo/recuperación de la inversión ≤6 meses

OWC @ 10,346 “ft”

OWC @ 9,446 ft

3 resultados importantes Pruebas Leono-1 (B) 1,490 net bopd Leono-2(B) 2,406 Pantro-1(G) 2,344 Pantro-1(M) 830

(1) Estimaciones de la gerencia

Tigro-1 LLA 23

Pantro Leono

OWC= “Oil Water Contact” – Contacto Agua Aceite

LLA 23

Las Maracas

Macarenas

Heredia

Saimiri

Zopilote

Cravo E Cravo S

Mateguaia

Falla Campos de petróleo “Leads”

Adquirir en jun ’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

10 veces de cobertura

con sísmica 3D

Areniscas Shales Calizas

Co

nve

nci

on

al

No

co

nve

nci

on

al

Umir

La Luna

Simitri

Tablazo

Paja

Rosablanca

Colorado

Mugrosa

Esmeraldas

La Paz

Lisama

VMM 2

VMM 3

Santa Isabel

MA-1

MA-1

40

% “W

I” S

om

ero

20

% “W

I” P

rofu

nd

o

VMM 2

VMM 2 Ene ‘13, descubrimiento Mono Araña-1 en VMM2

Somero Convencional Participación “WI” 40% Operador Vetra E&P Espesor neto petrolífero 85 pies

(Lisama) Pruebas del alto y bajo Lisama 703 / 727 bopd totales, 21˚ Prueba “Comingled” 1,043 No convencional profundo Misma roca fuente prolífica como la cuenca Maracaibo

(250 b barriles) (Vaca Muerta) 3-6x la cuenca de “shale” con mayor espesor

en el mundo Participación “WI” 20% Operador Exxon Espesor neto petrolífero 230 ft (La Luna) Prueba de producción de largo plazo en la Luna

pipeline

1 km

Profundidad Tope Lisama (3) Representa los resultados de la prueba de producción conjunta

“comingled” por 1- mes . Estimaciones de la gerencia de la produccón total/neta

100 mmbls OOIP(1)

25 / 10 mmbls(2)

Próximo… MA-1A

2 de 2 en MA

3 6 4

1

2

VMM 2 40% “WI”

5

MA-1

MA-2

72 pies espesor neto U Lisama

172 pies espesor neto B Lisama

85 pies espesor Neto U+L Lisama 21˚ API Probó 1k bopd(3)

(1) Estimaciónes de la gerencia únicamente para Lisama (2) Estimaciones de la gerencia de los recursos recuperables totales/netos únicamente

para Lisama

MA-5

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(2)

Vida de reservas 20-años Potencial de Exploración Actividades Jun ‘14e Comenzar 3 pozos de exploración 20.3 / 10.4 mmboe

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

Cana Flecha

Estación Jobo

Gasoducto a la mina

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

gasoducto

Esperanza

A Exploración de

Palmer-1 (P-1) B C

P-1

A

B

C

N-3

N-2

N-4

Cierre Máx de 6600”ft” ss

Porquero Superior

Cienaga de Orgo Superior

(1) Reporte de reservas efectivo a jun ’13 (2) La Corporación había gastado ~$45 millones a Mar ´14,

Campo maduro/servicio de contrato a 15 años Producción > 30 años / >130 pozos Socios Tecpetrol, Schlumberger, Sertecpet Terminos Crudo incremental + exploracion Insensible a los precios del $38.54/bl sobre la curva base petróleo Estado paga opex

Capital total/neto $334 mm / $93 mm(2)

Pozos nuevos+ “workovers” 31 + >40 Facilidades + piloto inyección de agua Producción actual neta ~1,800 bopd Actividades ‘14e Perforar 6 pozos de desarrollo 5 “workovers” 1 pozo de exploración

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

2P Volumenes equivalentes “DV”de 4 mmbls(1)

Neto incremental 10.5 mmbls durante la vida

del contrato

Base

Incremental Máximo’16e ~2,500 netos para Canacol

bopd

Oct’12 ’14e ’16e ’18e ’20e ’22e ’24e ’26e

Actual 18,132 bopd totales

“WI” del 25% en “Joint Venture”

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 de 19 → 7 años

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

Segundo con mayor posición en tierras de “shale” en Colombia

Objetivo: Repetir el “farm out” del norte, en el sur

S

COR 62 $263/acre

Socios “WI” Acres Netos UPIIP Netos “Carry” Costo/Acres Valor del Mdo/ Acres

Costo/Acres Multiplo

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 ~1.5 mm acres de “shale oil” en el prospecto La Luna de la Cuenca del Magdalena Medio, EIA Jun ‘13

“Sweet Spot”

Multiples zonas de “shale”

OP-1

Descubrimientos Santa Isabel (Lisama & Umir) Descubrimientos VMM 2 (Lisama & La Luna)

OP-1 W E

Prueba de producción convencional del “shale” de gran espesor fracturado por inducción tectónica

Volumen en expansión de “shale” no fracturado adecuado para la tecnología de fracturación inducida

Santa Isabel

VMM 3

VMM 2

MA-1

OP-1

ROSA

ROSA + LUNA

LUNA

MA-1 Probó 590 bopd

21˚ API

De

sarr

ollo

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

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

Objetivo ‘14e 43 pozos de desarrollo 13 “workovers” 12,500 – 13,500 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 Q 2 ‘14e

SHALE VMM 3: Picoplata 1 54.8/13.7 VMM 2

GAS Esperanza: Palmer, Corozo, Canandonga 3 20.3/10.4 11 89/31 mmboe

LIVIANO LLA 23: Pointer, Tigro, Maltes 3 8.3/4.7 mmbls CLT: Guepardo 1 1.3/0.7 Santa Isabel: Morsa 1 0.3/0.2 Ecuador: Secoya Oeste 1 1.0/0.4

Pozos Recursos(1)

Advantage

Equipo con> 50-años de historia operacional

combinada en Colombia

Calendario ‘14e 12,500 - 13,500 boepd

Objetivo 89 mmboe / 31 mmboe(4)

Plataforma 5 cuencas/8 campos

diversificada

Reservas 2P + “DV” 41 mmboe(5)

Recursos potenciales ~210 mmboe(6)

Socios de talla ConocoPhillips, Exxon, Shelll

mundial

Resumen

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

$7.22/acción 101.9 mm acciones totalmente diluidas: 90.2 mm acciones ordinarias+ 3.7 mm warrants + 8,0 mm opciones

(2) Convertido utilizando CDN → USD tasa de cambio (0.9192) al 5/15/14 (3) A marzo 31 de 2013

28% 32%

18% 22%

En mm Acciones en circulación 90.2 Dilución 2.7 92.9 En USD mm Capitalización del mdo $616.4 Deuda neta+ convert 106.7 Valor de la Empresa “EV” 723.1

Accionistas Diversificados

(1)

(2)

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

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

(3)