Barclays CEO Energy‐Power ConferenceSeptember 2017

Forward‐Looking & Other Cautionary Statements

The  fol lowing  presentation   includes  forward‐ looking  statements.  These  statements  relate  to  future  events,  such  as  anticipated  revenues,  earnings,  business  strategies,  competit ive  position  or  other  aspects  of  our  operations  or  operating  results  or  the   industries  or  markets   in  which  we  operate  or  participate   in  general,   including  our  acquisit ion  and  acreage  trading  strategies,  projections  regarding  our  rig  count  and  abil ity  to  work  through  our  dril led  but  uncompleted  well  backlog,  our  expectations  regarding  our  hedging  program,  our  abil ity  to  dril l  high  value  Merge  wells  that  reduce   leverage  over  t ime,  our  abil ity  to  enhance  current  spacing  assumptions   in  Merge  and  Woodford,  our  abil ity  to  execute  on  our  development  plan   in  the  Merge,   including  our  dril l ing  and   leasing  programs,  projections  regarding  total  production,  average  daily  production,   lease  operating  expenses,  production  taxes  as  a  percentage  of  revenue,  ad  valorem  taxes,  cash  G&A  expenses  and  projected   internal  rates  of  return,  and  the  results  of  our  hedging  program.  Actual  outcomes  and  results  may  differ  material ly  from  what   is  expressed  or  forecast   in  such  forward‐ looking  statements.  These  statements  are  not  guarantees  of  future  performance  and  involve  certain  risks,  uncertainties  and  assumptions  that  may  prove  to  be   incorrect  and  are  diff icult  to  predict  such  as  oil  and  gas  prices;  operational  hazards  and  dril l ing  risks;  potential  fai lure  to  achieve,  and  potential  delays   in  achieving,  expected  reserves  or  production   levels  from  existing  and  future  oil  and  gas  development  projects;  our  abil ity  to   identify  and  consummate  acquisit ions  and  other  growth  opportunities,   including  acreage  trades;  unsuccessful  exploratory  activit ies;  unsuccessful  acquisit ions;  unexpected  cost   increases  or  technical  diff iculties   in  constructing,  maintaining  or  modifying  company  faci l it ies;  potential   l iabi l ity  for  remedial  actions  under  existing  or  future  environmental  regulations  or  from  pending  or  future   l it igation;   l imited  access  to  capital  or  signif icantly  higher  cost  of  capital  related  to   i l l iquidity  or  uncertainty   in  the  domestic  or   international  f inancial  markets;  an  inabil ity  to   improve  well  spacing;  general  domestic  and   international  economic  and  polit ical  conditions,  as  well  as  changes   in  tax,  environmental  and  other   laws  applicable  to  our  business  and  other  economic,  business,  competit ive  and/or  regulatory  factors  affecting  our  business  generally  as  set  forth   in  our  f i l ings  with  the  Securit ies  and  Exchange  Commission  (SEC).  We  caution  you  not  to  place  undue  rel iance  on  our  forward‐ looking  statements,  which  are  only  as  of  the  date  of  this  presentation  or  as  otherwise   indicated,  and  we  expressly  disclaim  any  responsibil ity  for  updating  such   information.

2

Jones Energy Overview

Note: Bonds, common and preferred share prices as of Sept 1, 2017.[1] Par value of $92mm ($50.00/share).  3

NYSE Ticker JONE

Common share price $1.08 Preferred share price [1] $26.00

Equity Market Cap ($mm)Common stock $106Preferred stock [1] 48

Total Equity market cap $154

Enterprise Value ($mm) ~$888

Common Stock Outstanding (mm)Class A 74.4Class B 23.7

Total common stock outstanding 98.1

Senior Unsecured Debt Outstanding ($mm)6.75% notes due 2022   $4099.25% notes due 2023  150

Corporate Snapshot

4

Asset Summary

• Eastern Anadarko Basin (Merge)• ~21,000 net acres• 2Q17 production of ~2.0 Mboe/d

• Western Anadarko Basin• ~158,000 net acres• 2Q17 production of ~17.4 Mboe/d

Operations Summary

• Merge• 7 wells online with current 2‐rig program • Focused on acreage trades and delineation strategy

• Western Anadarko Basin• Dropping to 1 rig program• Working through DUC backlog

Western Anadarko BasinCleveland

Eastern Anadarko BasinMerge

Financial Snapshot

5

Continue to manage the balance sheet and create financial flexibility• March 2017: 

• Paid down revolver with $17.5 million from JEI to JEH via Class A stock dividend

• August 2017:

• Arkoma Woodford divestiture, sold for $65 million

• Proceeds used to pay down revolver

• Ongoing 2018/2019:

• Hedge unwinds bring forward value and pay down debt 

• Undrawn revolver amount of $223 million[1]

• Working with lenders to create additional financial flexibility

• High PV Merge wells de‐lever the company over time

[1] As of August 31, 2017 

What is the Merge Play? 

Siluria

nDevon

ian

Mississippian

Blackjack Creek

Hunton

Chester/Caney

Springer Sands

AtokaMorrow

Cherokee

Oswego

Big Lime

Penn

sylvan

ian

Lower

Bois D’ Arc

Chimney Hill

Lower

Caney

Skinner

Prue

Anadarko Basin “Merge”Stratigraphic Column 

Meramec

Osage/Sycamore

Woodford

Upper

Upper

Merge located between the STACK and the SCOOP within the Anadarko Basin

Key Points:• Unique and distinguishing 

play characteristics• “Best of Both” attributes 

including Meramec extension from STACK and Upper Woodford extension from SCOOP

• Multiple benches within proven productive zones

• Higher reservoir quality• Additional upside from  

Hunton/Springer/etc.

JONE initial targets

STACK

NW STACK

MERGE

SCOOP

Mississippian Well

JONE Acreage

Woodford Well

Dewey Blaine

Caddo

Kiowa

Washita

Custer

Kingfisher

Grady

Comanche

Canadian

6

CLR Establishes SCOOP 

2012‐13

2011 2011‐12

Merge Poised To Follow Similar Progression to SCOOP/STACK

7

NFX Identifies Meramec Potential While Pushing Woodford Up Dip

2015

Citizen Energy Gov. James well Establishes Meramec Potential In Merge

STACK Meramec AnnouncedInitial Delineation and development Focused North JONE Enters Merge

2016

Merge Consolidation, Delineation, and Development 

CLR Drives Limit Of Meramec Production Down Dip In STACK & SCOOP

2017→

2016 Highlights: “Year of the Merge”

• JONE enters the Merge play, September 2016

• Meramec: aggressively moving westward into over pressured, higher GOR Osage & Meramec facies 

• Woodford: tested different Woodford landing points and saw an increase in proppant loading

2017 To‐Date: 

• Meramec: JONE begins delineation of 7 stacked, proven productive benches

• Woodford: JONE optimizes completion design. Offset operator density testing underway.

Jones AcreageWoodford Mississippian

STACK

MERGE

SCOOP

Grady

Caddo

CanadianOklahoma

Cleveland

McClain

Merge Upper Woodford Direct Extension of SCOOP 

8

Upper Woodford flow unit extends northward across Merge originating from SCOOP.

• Landing points in the Woodford are defined by optimal rock properties.

• JONE has differentiated Upper and Lower Woodford landing points across position.

• Additional upside where both are present.

Ongoing completion optimization being driven by stage/cluster spacing and proppant loading.

JONE Acreage

Woodford Wells

Upper Woodford Thickness

Type Curve IP Range(Boe/d)

EUR Range(MBOE)

Oil%

Liquids%

Gross Locations

AFE Range($mm)

Woodford 600 –1,300

800 –2,000

25 –75%

55 –84% 1,833 $5.1 ‐ $5.8 Upper Woodford

Keys to Woodford Success: Frac Design Evolution

9

Initial Conclusions: Tighter stage spacing and greater proppant loading 

driving well performance.GEN 3Today

GEN 2JONE enters  the Merge

GEN 1Early Merge Drilling

GEN Proppant(lbs. / ft.)

Fluid Concentration(Bbls. /ft.)

Cluster Spacing(ft.)

Stage Spacing(ft.)

3 2,000 65 48  194

2 1,600 37 60 235

1 <1,500 ≥ 30 ≥ 60 ≥240

Merge Meramec Direct Extension of STACK 

10

Continuation of Mississippian age (Meramec) reservoir from STACK

• Southern extent of position transitions to organic shale and limestone (Sycamore conventional reservoir)

• Play boundaries continually being pushed westward with additional delineation 

• Net‐to‐gross pay is higher than STACK core. 

Shale Dominated SCOOP Sycamore (Conventional)

Siltstone Dominated STACK Meramec (Unconventional)

Reservoir Qualifier

JONE AcreageUnconventionalConventional

Mississippian Wells

Type Curve

IP Range(Boe/d)

EUR Range(MBOE)

Oil%

Liquids%

Gross Locations

AFE Range ($mm)

Meramec 1,000 –1,500 

950 –1,200

25 ‐50%

65 –75% 1,016 $5.4 ‐ $6.1

JONE Merge Position

1 Acreage closed and funded2 Net unrisked resource potential based on Company internal estimates

11

Merge Entry:September 2016

Today:September 2017

Net Acres: 16,9751 21,279

Operated Sections: 19 35

Total Sections: 219 235

Gross Loc.

Resource2(MMBoe)

Gross Loc.

Resource2(MMBoe)

Meramec 740 115 1,106 193

Woodford 1,375 215 1,833 271

Hunton 0 0 252 32

Springer 0 0 60 9

TOTAL 2,115 330 3,251 505

Producing Wells: 27 51

Net Production (Boe/d): 138 ~3,000

Merge Key Players and JONE Well Highlights

12

Gary 1H‐3601X7,249’ Lateral Length

Peak IP30: 699 Bo/d & 3,488 Mcf/d

Osborn 1H‐204,930’ Lateral Length

Peak IP30: 166 Bo/d & 2,620 Mcf/d

Lydia 1‐16H 4,795’ Lateral Length

Peak IP30: 436 Bo/d & 3,617 Mcf/d

Bomhoff 20‐12‐7 2H4,428’ Lateral Length

Peak IP30: 544 Bo/d & 4,777 Mcf/d

Huffman 2H‐30‐197,128’ Lateral Length

Peak IP30: 543 Bo/d & 3,114 Mcf/d

Rosemary 2H‐1‐367,506’ Lateral Length

Peak IP30: 1,023 Bo/d & 3,302 Mcf

Garrett 4‐11‐6 1H4,697’ Lateral Length

Peak IP24: 693 Bo/d & 2,344 Mcfd

Bomhoff 20‐12‐7 1H4,366’ Lateral Length

Peak IP30: 222 Bo/d & 3,015 Mcf/d 

Toy Darrow 1H‐7‐68,128’ Lateral Length

Peak IP30: 315 Bo/d & 2,428 Mcf/d

Radcliff 1‐17H4,338’ Lateral Length

Peak IP30: 246 Bo/d & 1,776 Mcf/d

1

2

3

4

5 1 2

34

5

10

9

8

7

6

78

9

10

6

Merge dominated by STACK and SCOOP players

APACitizen/LINN CLR DVNEagle EnergyGPORJONE MRO NFXXEC 

Meramec WellWoodford WellJONE OperatedJONE Non‐op

CANADIAN

OKLAHOMA

GRADY

CADDO

MC CLAIN

Production data are reported as actuals, not normalized.

OKLAHOMA

CADDO

CLEVELAND

MC CLAIN

CANADIAN

GRADY

Current Merge Rig Activity

13

Rigs by operator on the JONE Merge footprint

# of Rigs by Drilling Targets

Denotes JONE RigMeramec  (6)Woodford (10)Hunton (3)Unknown (1)

Operator # of Rigs

Citizen Energy 3

NFX 3

JONE 2

LINN 2

XEC 2

89 Energy 1

APA 1

Casillas Petroleum 1

Chaparral Energy 1

EOG 1

Gaedeke Energy 1

Travis Peak Resources 1

Total 20

Rigs as of  8/31/2017. Source: Drillinginfo, IHS 

Full Field Development on the Horizon

14

JONE Current Location InventoryPotential Upside Inventory (tests underway today)

1 Mile

TARGET

JONE Current 

Assumption

Upside From

Industry

UPPER MERAMEC 4 8

LOWER MERAMEC 4 8

UPPER WOODFORD 8 8

LOWER WOODFORD 0 7

Per Section TOTAL 16 31

Density tests currently underway in both the Meramec and Woodford could significantly enhance current spacing assumptions.

Merge Development Plan

15Note:[1] Reliable technology areas (RTA); SEC mechanism for unconventional reserve booking. RTA data acquisition includes rock, fluids, and active/passive seismic.

2017

2018

2019

2020

2 rigs delineate acreage Secure leases Confirm optimal landing points

Potential to add additional rigs Continue delineation Optimize spacing, landing points, completion

Finalize spacing tests Prioritize landing points Optimize operations

Full scale development

Defined development areas of consistent geology [1]

Hydrocarbon phase  Pressure gradient  Landing point  Drilling depth range 

Multi‐year strategy to maximize resource value

JONE Acreage

RTA

Yukon 

Tuttle 

W. Minco

El Reno 

E. Minco 

49

13

2

40

12

520

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

A JONES(Last 9Wells)

JONES(All

Wells)

B C D E F

Average Drilling Da

ys per 15,00

0'

Operator

Average Drilling Days All Townships on JONE Footprint

Average Drilling Days Number of Wells

Driving Efficiencies in the Merge

16

JONE program advancing from delineation mode to first round optimization • Drill times for the last 9 wells decreased by ~30% over the first 4 wells• JONE wells now averaging less than 20 days drill time.• Reducing one day of drill time saves JONE ~$45K

~ 14% Faster

Well data has been normalized to measured depth of 15,000’ for comparison. Well data included 12 Merge townships.  “Active Townships” includes all townships on JONE 2016‐2017 drill schedule. Operators included: CHK, Citizen, LINN, MRO, Travis Peak, and XEC

15

18

21

25 26

4

9

13

17

5

0

5

10

15

20

25

30

A JONES (Last 9Wells)

JONES (AllWells)

C D

Average Drilling Da

ys per 15,00

0'

Operator

Average Drilling Days Active Townships on JONE Footprint with > 3 Wells

Average Drilling Days Number of Wells

Upcoming Merge Catalysts  

17

• Third Merge rig

• Long lateral drilling ‐ both 7,500’ and 10,000’ wells

• Specific bench testing

• Further completion optimization 

• Pad drilling

• Density trials

• Gradual ramp in rigs

All in on the Merge!

APPENDIX

Merge Type Curve Data

19

Type Curve for 5,000’ lateral

IP Range(Boe/d)

EUR Range(MBOE)

% Oil % Liquids Gross Locations

AFE Range ($mm)

Meramec 1,000 – 1,500  950 – 1,200 25 ‐ 50% 65 – 75% 1,016 $5.4 ‐ $6.1

Woodford 600 – 1,300 800 – 2,000 25 – 75% 55 – 84% 1,833 $5.1 ‐ $5.8

Key Statistics:

Gas Shrink NGL Yield (Bbl/Mmcf)

NGL Realization (% of WTI)

Fixed Opex($/Mo./Well)

Differentials Production Tax 

$/Bbl $/Mcf Gas/NGL (Yrs 1‐3)

Gas/NGL (Yrs 3+) Oil

27% 110 30% $3,500  ($4.00) ($1.60) 2.5% 7.5% 4.6%

2017 Guidance

20

Updated 2017E 3Q17ETotal Production (MMBoe) 7.6 – 8.0   1.8 – 1.9Average Daily Production (MBoe/d) 20.7 – 22.0  20.0 – 21.0Crude Oil (MBbl/d) 5.5 – 5.9 5.3 – 5.6Natural Gas (MMcf/d) 52 – 55.3 49.3 – 51.6NGLs (MBbl/d) 6.5 – 6.9 6.5 – 6.8

Lease Operating Expense ($mm) $40.0 – $45.0Production Taxes (% of Unhedged Revenue) * 4.5% – 5.5%Ad Valorem Taxes ($mm) * $2.7 – $3.0Cash G&A Expense ($mm) $23 – $25 

Capital Expenditures ($mm)Merge JONE Operated D&C $83Merge Non‐Operated D&C and Other 17

Total Merge D&C $100Merge Leasing and Pooling 23

Total Merge Capital Expenditures $123Cleveland D&C $110Cleveland Leasing 5

Total Cleveland Capital Expenditures $115Other 12

Total Capital Expenditures $250

* Production and ad valorem taxes are included as one line item on the Company’s income statement.

Hedge Position

21[1] Swaps purchased to crystalize $15mm gainHedge position as of 9/1/2017

3Q17 4Q17 2017 2018 2019 2020Oil HedgesSwaps Sold (MBbl) 344  498  842  2,364  1,020  660 Price ($/Bbl) $62.78  $62.95  $62.88  $51.08  $50.04  $50.00 

Swaps Sold (MBbl)[1] ‐ ‐ ‐ 294  ‐ ‐Price ($/Bbl) ‐ ‐ ‐ $78.58  ‐ ‐Offset Swaps Purchased (MBbl)[1] ‐ ‐ ‐ 294  ‐ ‐Price ($/Bbl) ‐ ‐ ‐ $46.79  ‐ ‐

Collars (MBbl) ‐ ‐ ‐ ‐ 810  ‐Floor ($/Bbl) ‐ ‐ ‐ ‐ $48.52  ‐Ceiling ($/Bbl) ‐ ‐ ‐ ‐ $59.64  ‐

Gas HedgesSwaps Sold (MMcf) 3,410  5,070  8,480  22,310  9,820  8,400 Price ($/Mcf) $3.72  $3.70  $3.71  $2.96  $2.83  $2.79 

Swaps Sold (MMcf)[1] ‐ ‐ ‐ 3,930  ‐ ‐Price ($/Mcf) ‐ ‐ ‐ $4.27  ‐ ‐Offset Swaps Purchased (MMcf)[1] ‐ ‐ ‐ 3,930  ‐ ‐Price ($/Mcf) ‐ ‐ ‐ $2.81  ‐ ‐

Collars (MMcf) ‐ ‐ ‐ ‐ 11,890  ‐Floor ($/Mcf) ‐ ‐ ‐ ‐ $2.55  ‐Ceiling ($/Mcf) ‐ ‐ ‐ ‐ $3.19  ‐

NGL Swaps (MBbl)Ethane ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐Propane 154  227  381  850  ‐ ‐Iso Butane 16  24  40  120  ‐ ‐Butane 54  81  135  335  ‐ ‐Natural Gasoline 62  93  155  360  ‐ ‐Total NGLs 286  425  711  1,665  ‐ ‐

NGL Swap Prices ($/Gal)Ethane ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐Propane $0.47  $0.47  $0.47  0.57  ‐ ‐Iso Butane 0.57  0.57  0.57  0.72  ‐ ‐Butane 0.61  0.61  0.61  0.69  ‐ ‐Natural Gasoline 1.04  1.04  1.04  1.05  ‐ ‐

NGL Hedge Position Detail

22

3Q17 4Q17 2017 2018Mont Belvieu NGL Swaps (MBbl)Propane 20  30  50  60 Iso Butane ‐ ‐ ‐ ‐Butane 8  12  20  60 Natural Gasoline 8  12  20  60 MB NGLs 36  54  90  180 

Mont Belvieu NGL Swap Prices ($/Gal)Propane $0.46  $0.46  $0.46  ‐Iso Butane ‐ ‐ ‐ ‐Butane 0.79  0.79  0.79  ‐Natural Gasoline 1.16  1.16  1.16  ‐

Conway NGL Swaps (MBbl)Propane 134  197  331  790 Iso Butane 16  24  40  120 Butane 46  69  115  275 Natural Gasoline 54  81  135  300 CW NGLs 250  371  621  1,485 

Conway NGL Swap Prices ($/Gal)Propane $0.47  $0.47  $0.47  $0.57 Iso Butane 0.57  0.57  0.57  0.72 Butane 0.58  0.58  0.58  0.68 Natural Gasoline 1.02  1.02  1.02  1.05 

Experienced Management Team

23

Eric Niccum(EVP & COO)

Joined Jones Energy in August 2011 23 years of industry experience Most recently Mid‐Continent Resource Manager and New Delivery Manager at BP for the Arkoma Woodford horizontal shale play Formerly Resource Manager at BP for the Anadarko Cleveland and Granite Wash horizontal drilling programs utilizing conventional and coil tubing drilling techniques Farmed‐out 28 Cleveland development wells to Jones in 2007‐2008 under an innovative cost cap deal structure Long history of field development at BP via horizontal drilling since 1995 Previously served various engineering and leadership roles in Louisiana and Deepwater Gulf of Mexico for BP / Amoco BS in Mechanical Engineering from Purdue University 

Jonny Jones(Founder, Chairman & CEO)

Founded Jones Energy in 1988 33 years of industry experience focused in the US Mid‐Continent Formerly geologist with subsidiaries and affiliates of British Petroleum Active in the American Association of Petroleum Geologists and Independent Petroleum Association of America Served on the Advisory Council of the University of Oklahoma School of Geology and Geophysics and has been actively involved in fundraising efforts at the school Chairman of the U.S. Oil and Gas Association, immediate past Chairman of the Texas Oil & Gas Association Winner of Ernst & Young Entrepreneur of the Year 2012 Central Texas Award BS in Geology from the University of Oklahoma and an MA in Geology from the University of Texas

Mike McConnell(President)

Joined Jones Energy in 2004 33 years of industry experience Leads Jones Oklahoma City office Formerly CEO of the Generation and Production Group at Enron, CEO of Enron Global Markets LLC and President of Houston Pipe Line and Louisiana Resources Company Numerous other commercial positions in London and Houston Vice Chairman of the Independent Petroleum Association of America natural gas steering committee Past chairman of the Price Business School Board of Advisors for the University of Oklahoma BBA in Petroleum Land Management from the University of Oklahoma

Robert Brooks(EVP & CFO)

Joined Jones Energy in May 2013 25 years of industry experience Most recently Senior Managing Director and Head of Energy at Focus Capital Group Inc. / Whiteface Capital LLC Formerly served as Senior Managing Director and Head of U.S. Oil & Gas for Macquarie Capital  Previously served as Principal at Bank of America Securities in the Global Energy and Power Group Prior to Bank of America, was Vice President in the Global Energy Group at Salomon Brothers BS in Mechanical Engineering from Massachusetts Institute of Technology, MS in Mechanical Engineering from Stanford, and MS in Management from Massachusetts Institute of Technology

Jeff Tanner(EVP – Geosciences)

Joined Jones Energy in September 2014 30 years of industry experience Most recently Vice President, Exploration for Southwestern Energy Formerly held a variety of leadership and technical positions for Laredo Petroleum, Cabot Oil and Gas, and Noble Energy Began career with Shell in Houston Member of the American Association of Petroleum Geologists and the Houston Geological Society B.S. in Geology from Texas A&M and an M.S. in Geology from the University of Houston

Corporate Structure

Jones Energy, Inc.

(NYSE: JONE)

Jones Energy Holdings, LLC(JEH LLC)

Class A Common Stock74.3 million shares

76% of voting power in Jones Energy, Inc.

24% of total common economic interest of JEH LLC

76% of total common economic interest of JEH LLC

Metalmark,Management

& Other Investors

PublicShareholders

Class B Common Stock23.7 million shares

24% of voting power in Jones Energy, Inc.

24