22nd Annual Credit Suisse Energy SummitFebruary 14, 2017

Forward‐Looking & Other Cautionary Statements

The   fo l l ow ing  presenta t ion   i n c ludes   fo rward ‐ l ook ing  s ta tements .  These  s ta tements  re l a te  to   fu tu re  event s ,  such  as  ant i c ipa ted  revenues ,  earn ings ,  bus iness  s t ra teg ie s ,  compet i t i ve  pos i t i on  or  other  aspec t s  of  our  opera t ions  or  opera t ing  re su l t s  or   the   i ndus t r i e s  or  market s   i n  which  we  opera te  or  par t i c ipa te   i n  genera l ,   i n c lud ing  the  ab i l i t y   to   t ake  advantage  of  oppor tun i t i es   i n   the  o i l  and  gas   i ndus t ry ,  pro jec t ions  rega rd ing  to ta l  produc t ion ,  average  da i l y  produc t ion ,  the  potent i a l  to   i n c rease  work ing   i n te res t  th rough   l ea s ing  or  poo l ing ,   l ea se  opera t ing  expenses ,  produc t ion  taxes  as  a  percentage  of   revenue ,  cash  G&A  expenses ,  pro jec ted   i n te rna l   ra tes  of   re tu rn ,  and   re su l t s  of  our  hedg ing  program.  Actua l  outcomes  and   re su l t s  may  d i f fe r  mater i a l l y   f rom  what   i s  expres sed  or   fo recas t   i n  such   fo rward ‐ l ook ing  s ta tements .  These  s ta tements  are  not  guarantees  of   fu tu re  per fo rmance  and   i nvo l ve  ce r ta in   r i s k s ,  uncer ta in t i e s  and  assumpt ions  tha t  may  prove  to  be   i n cor rec t  and  are  d i f f i cu l t   to  pred i c t  such  as  o i l and  gas  pr i ces ;  opera t iona l  hazards  and  dr i l l i ng   r i s k s ;  potent i a l   fa i l u re   to  ach ieve ,  and  potent i a l  de lays   i n  ach iev ing  expec ted  rese rves  or  produc t ion   l eve l s   f rom  ex i s t i ng  and   fu tu re  o i l  and  gas  deve lopment  pro jec t s ;  our  ab i l i t y   to  consummate  the  pend ing  STACK/SCOOP  acqu i s i t i on ;  unsuccess fu l  exp lo ra tory  ac t i v i t i e s ;  unsuccess fu l  acqu i s i t i ons ;  unexpec ted  cos t   i n c reases  or   techn i ca l  d i f f i cu l t i e s   i n  cons t ruc t ing ,  main ta in ing  or  modi fy ing  company   fac i l i t i e s ;  potent i a l   l i ab i l i t y   fo r   remed ia l  ac t ions  under  ex i s t i ng  or   fu tu re  env i ronmenta l  regu la t ions  or   f rom  pend ing  or   fu tu re   l i t i ga t ion ;   l im i ted  access   to  cap i ta l  or  s i gn i f i can t l y  h igher  cos t  of  cap i ta l   re l a ted  to   i l l i qu id i t y  or  uncer ta in ty   i n   the  domest i c  or   i n te rna t iona l   f i nanc ia l  market s ;  genera l  domest i c  and  i n te rna t iona l  economic  and  po l i t i ca l  cond i t ions ,  as  wel l  as  changes   i n   t ax ,  env i ronmenta l  and  other   l aws  app l i cab le   to  our  bus iness  and  other  economic ,  bus iness ,  compet i t i ve  and/or  regu la to ry   f ac tor s  a f fec t ing  our  bus iness  genera l l y  as  se t   fo r th   i n  our   f i l i ngs  wi th   the  Secur i t i e s and  Exchange  Commiss ion  ( SEC ) .  We  caut ion  you  not   to  p lace  undue  re l i ance  on  our   fo rward ‐ l ook ing  s ta tements ,  which  are  on ly  as  of   the  date  of   th i s  presenta t ion  or  as  otherw i se  i nd i ca ted ,  and  we  expres s l y  d i s c l a im  any   re spons ib i l i t y   fo r  updat ing  such   i n fo rmat ion .  

Th i s  presenta t ion  may   i n c lude  non ‐GAAP  f i nanc ia l  measures .  Such  non ‐GAAP  measures  are  not  a l te rna t i ves  to  GAAP  measures ,  and  you shou ld  not  cons ider  these  non ‐GAAP  measures   i n   i so l a t ion  or  as  a  subs t i tu te  fo r  ana ly s i s  of  our   re su l t s  as   repor ted  under  GAAP.  For  add i t iona l  d i s c lo su re  rega rd ing  such  non ‐GAAP  measures ,   i n c lud ing  reconc i l i a t ions  to   the i r  most  d i rec t l y  comparab le  GAAP  measure ,  p lease   re fe r  to   Jones  Energy ’ s mos t  recent  earn ings  re lease  at  www. jonesenergy . com.

The  SEC  requ i res  o i l  and  gas  compan ies ,   i n   the i r   f i l i ngs  wi th   the  SEC ,  to  d i s c lo se  proved  re se rves ,  which  are   those  quant i t i e s  of  o i l  and  gas ,  which ,  by  ana ly s i s  of  geosc ience and  eng ineer ing  data ,  can  be  es t imated  wi th   reasonab le  ce r ta in ty   to  be  economica l l y  produc ib le—from  a  g i ven  date   fo rward ,  f rom  known  re se rvo i r s ,  and  under  ex i s t i ng  economic  cond i t ions   (u s ing  unwe ighted average  12 ‐month  f i r s t  day  of   the  month  pr i ces ) ,  opera t ing  methods ,  and  government  regu la t ions—pr io r  to   the  t ime  at  which  cont rac t s  prov id ing  the   r i gh t  to  opera te  exp i re ,  un les s  ev idence   i nd i ca tes tha t   renewa l   i s  reasonab ly  ce r ta in ,   rega rd le s s  of  whether  dete rmin i s t i c  or  probab i l i s t i c  methods  are  used   fo r   the  es t imat ion .  The  SEC  a l so  permi t s  the  d i s c lo su re  of  separa te  es t imates  of  probab le  or  poss ib le  rese rves  tha t  meet  SEC  def in i t i ons   fo r  such   re se rves ,  however ,  we  cur rent l y  do  not d i s c lo se  probab le  or  poss ib le  rese rves   i n  our  SEC  f i l i ngs .  Our  es t imates  of  " resource  potent i a l "   i n   th i s  presenta t ion  have  been  prepared   i n te rna l l y  by  our  eng ineer s  and  management  wi thout  rev iew  by   i ndependent  eng ineers .  These  es t imates  are  not  permi t ted  to  be  d i s c lo sed   i n  our  SEC   f i l i ngs ,  do  not cons t i tu te  " rese rves"  as  def ined  by   the  SEC  and  are  by   the i r  nature  more  specu la t i ve  than  es t imates  of  proved ,  probab le ,  and  poss ib le   re se rves .  

Fac tor s  a f fec t ing  u l t imate  recovery   i n c lude  our  ab i l i t y   to  acqu i re   the  ac reage  we  are   t a rge t ing  and   the  scope  of  our  ongo ing  dr i l l i ng  program,  which  wi l l  be  d i rec t l y  a f fec ted  by   the  ava i l ab i l i t y  of  cap i ta l ,  dr i l l i ng  and  produc t ion  cos t s ,  ava i l ab i l i t y  of  dr i l l i ng  se rv i ces  and  equ ipment ,  dr i l l i ng  re su l t s ,   l ea se  exp i ra t ions ,  t ranspor ta t ion  cons t ra in t s ,  regu la to ry  approva l s  and  other   f ac tor s ;  and  ac tua l  dr i l l i ng  re su l t s ,   i n c lud ing  geo log i ca l  and  mechan i ca l   f ac tor s  a f fec t ing   recovery   ra tes .    Es t imates  of   resource  potent i a l  and  dr i l l i ng   l o ca t ions  may  change  s i gn i f i can t l y  as  we  pursue  acqu i s i t i ons .   I n  add i t ion ,  our  produc t ion  fo recas t s  and  expec ta t ions  fo r   fu tu re  per iods  are  dependent  upon  many  assumpt ions ,   i n c lud ing  es t imates  of  produc t ion  dec l ine  ra tes   f rom  ex i s t i ng  wel l s  and   the  under tak ing  and  outcome  of   fu tu re  dr i l l i ng  ac t i v i t y ,  which  may  be  a f fec ted  by  s i gn i f i can t  commod i ty  pr i ce dec l i nes  or  dr i l l i ng  cos t  i n c reases .    U.S .   i nves to r s  are  urged  to  cons ider  c lose l y   the  o i l  and  gas  d i s c lo sures   i n  our  Form  10 ‐K,  Form  10 ‐Qs ,  Form  8 ‐Ks  and other  repor t s  and   f i l i ngs  wi th   the  SEC .  Cop ies  are  ava i l ab le   f rom   the  SEC  and   f rom   the   Jones  Energy  webs i te .

1

Jones Energy Overview

Note: Common and preferred share prices as of February 10, 2017.[1] Par value of $92mm ($50.00/share).  2

NYSE Ticker JONE

Common Share Price $4.30 Preferred Share Price [1] $76.25

Equity Market Cap ($mm)Common Stock $374Preferred Stock [1] 140

Total Equity Market Cap $514

Enterprise Value ($mm) ~$1,200

Common Stock Outstanding (mm)Class A 57.2Class B 29.8

Total Common Stock Outstanding 87.0

4Q16 Production (Mboe/d) 19.2

Proven Mid‐Con OperatorCu

mulative Ho

rizon

tal W

ells Drilled

3

Granite Wash – 28 wells 

Tonkawa – 6 wells 

Brown Dolomite – 72 wells 

Arkoma Woodford – 62 wells

Cleveland – 626 wells

Drilled ~740 horizontal wells in Mid‐Con over 

company history 

Merge – 27 wells

Executed on 2016 Goals

Execute on Drilling

Improve the Balance Sheet Reduced debt outstanding by $106 million through bond buybacks

High PV Merge wells de‐lever company over time

Liquidity of ~$280 million [1]

Outstanding results from 3 rig program in the Cleveland 

Increased 2016 production guidance by 7%

Leveraging Mid‐Con expertise to develop Merge assetsExecute on Drilling

Capture Opportunities Closed bolt‐on Cleveland acquisition 

Closed transformative Merge acquisition

Scalable Mid‐Con footprint provides additional opportunities

4[1] Liquidity as of December 31, 2016.  

Transformative Merge Acquisition

Expands Mid‐Con footprint to STACK/SCOOP 

Initial acquisition of ~18,000 net acres primarily in Canadian & Grady Counties, OK for $136.5mm

Since closing, JONE has added ~3,140 net acres on average below acquisition cost per acre

Initial transaction implied acreage value of  ~$7,600 per net acre

330 MMBoe of net unrisked resource potential [1]

1,567 gross drilling locations identified in the Merge

353 gross operated locations with an average working interest of 54%

~90% of asset value tied to acreage in oil fairway

Western Anadarko BasinCleveland

Eastern Anadarko BasinMerge

Arkoma BasinWoodford

Acquisition

Note: Operated acreage defined as sections where Company owns greater than 160 net acres.[1] Company internal estimate.   5

Merge Highlights

Transformative Transaction

Best‐in‐Class Returns

Significant Upside Potential

Well‐level returns among the best in lower 48

Allows Jones to leverage best‐in‐class Mid‐Con expertise in new play

Attractive entry cost relative to recent transactions

Multiple benches provide true stacked pay potential

Potential to outperform type curve and lower well costs

Expect to increase working interest through leasing, pooling, etc. 

Provides scalable footprint in coveted STACK/SCOOP play

Enriches cash flow profile with inventory of high return wells

Significant de‐levering impact to company over time

6

OKC

JONE Acreage

Industry View of STACK/SCOOP Play

Stratigraphic Column

Primary Targets

Secondary Targets

Oswego

Cherokee

Morrow

Chester

Meramec/Upper Sycamore

Osage/Lower Sycamore

Devonian

Woodford

Silurian

Hunton

Mississipian

Penn

sylvanian

Springer

CANASTACK

SCOOP

JONE Acreage in “Merge” Area

Play boundaries driven by geography, not geology

7

Jones’ View of STACK/SCOOP Play

Stratigraphic Column

Primary Targets

Secondary Targets

Oswego

Cherokee

Morrow

Chester

Meramec/Upper Sycamore

Osage/Lower Sycamore

Devonian

Woodford

Silurian

Hunton

Mississipian

Penn

sylvanian

Springer

Woodford productive fairway is continuous from north to south Jones’ acreage is in the heart of productive fairway

Woodford Fairway

Meramec/Sycamore Fairway

8

JONE Acreage

OKC

Stacked Pay Potential with Four Targets

Key Acreage Attributes  

Stacked pay potential 

High‐quality Woodford shale

Primary initial target

Oil rich

Brittle mineralogy

Emerging Sycamore resource

Very similar in rock quality to Meramec to the North

North STACK SCOOP

MERAMEC

UPPER SYCAMORE

CHESTER SHALE

HUNTON

Acquisition Acreage

WOODFORDUpper

LOWER SYCAMORE

Lower

OSAGE

Top Seal

Reservoir

Targets

South

9

Jones’ View: Quality Over Quantity

Reservoir Quality Index based on proprietary petrophysical analysis

Identified key reservoir attributes that predict well performance based on data from thousands of wells, including:

Porosity

Mineralogy

Brittleness

Organic Content 

Reservoir rated on a scale of 0 to 10

BLAINE

CADDO

CANADIAN

CARTER

CLEVELAND

COMANCHE

COTTON

CUSTER

DEWEY

GARFIELD

GARVIN

GRADY

ON

KINGFISHER

KIOWA

LOGAN

MAJOR

McCLAIN

MUR

NOBLE

OKLAHOMA

STEPHENS

TILLMAN

WASHITA

PO

JONE Acreage

RQI

10

0

Woodford Productive FairwayReservoir Quality Index (RQI) Map

10

CANA

STACK

SCOOP

Compelling Recent Well Results 

McCLAIN

OKLAHOMA

1111

CANADIAN

GRADY

CADDO

1612

34

5

6

7

8

9

10

13

14 15

1718

11

12

Citizen (6/2016)Toy Darrow 2H‐8‐17

IP30: 1,050 BOE/D (67% oil)

7

Newfield (5/2015)Redhead 1H – 9XX

IP30: 1,120 BOE/D (76% oil)

8

Linn Energy (5/2016)Hinparr 31 06 10 05 1XH

IP30: 2,180 BOE/D (73% oil)

4

Citizen (3/2016)Rikella 1H‐16‐9

IP: 665 BOE/D (85% oil)

5

Citizen (4/2016)Anderson 1H‐33

IP: 1,097 BOE/D (66% oil)

6

Citizen (2/2016)Alma Lee Ezzard 1H

IP30: 1,280 BOE/D (21% oil)

9

Citizen (8/2015)Gov. James 1H – 32

IP30: 2,074 BOE/D (70% oil)

3

Cimarex (9/2014)Straka 1H‐36X

IP30: 888 BOE/D (55% oil)

2

Cimarex (9/2015)Gary 1H‐3601X

IP30: 1,180 BOE/D (52% oil)

1

Citizen (4/2016)Rikella 2H‐16‐9

IP: 1,140 BOE/D (70% oil)

16

Cimarex (6/2016)Lydia 1‐16H

IP30: 1,000 BOE/D (44% oil)

17

Citizen (11/2015)Rosemary 1H‐1‐36

IP30: 1,599 BOE/D (70% oil)

14

Citizen (1/2016)Rosemary 2H‐1‐36

IP30: 1,316 BOE/D (75% oil)

15

Marathon (9/2016)McKinney 1207 1‐35MH

IP30: 1,007 BOE/D (60% oil)

18

Newfield (5/2015)Williams 3H‐7X

IP30: 1,435 BOE/D (78% oil)

12

Vitruvian (12/2015)Burnside 3‐09X16H

IP30: 1,939 BOE/D (11% oil)

11

Eagle Exploration (1/2016)Terry M 0504 – 1‐1H

IP30: 926 BOE/D (75% oil)

10

Marathon (7/2016)1‐11MH Hrdy

IP30: 1,870 BOE/D (56% oil)

13

JONE AcreageJONE Pad SiteWoodfordMeramec/Sycamore#

#Shading denotes new data points

Resource Attracting Top Operators with Upside Potential

Majority of acreage in oil window

9 industry rigs running in the Merge NFX, MRO, CLR, XEC, CHK, LINN, and 

Citizen Energy currently running rigs

Upside potential from downspacing, pad development and stacked pay

Currently assuming average of 8 wells per section in the Woodford and 4 wells per section across multiple benches in the Sycamore/Meramec 

12

GRADY

Phase Boundary

Active Industry Rigs

JONE Acreage

CADDO

CANADIAN

OKLAHOMA

GRADY

MC CLAIN

BLAINE

CADDO

CANADIAN

CARTER

CLEVELAND

COMANCHE

COTTON

CUSTER

DEWEY

GARFIELD

GARVIN

GRADY

ON

KINGFISHER

KIOWA

LOGAN

MAJOR

McCLAIN

MUR

NOBLE

OKLAHOMA

STEPHENS

TILLMAN

WASHITA

PO

JONE Rig

Cleveland Asset Supports the Base

13

Existing JONE Cleveland Acreage

Active Industry Rigs

JONE Rigs

Maintaining 3‐rig program in 2017 Cleveland still highly economic, competes for capital with Merge at current strip pricing Flexibility to reallocate capital if necessary 3Q16 addition of ~25,000 net acres for $26.3 million, overlaid with existing footprint 8 industry rigs running in the Cleveland, highest since September 2015

26

1714

0

5

10

15

20

25

30

2014 2016E Record

Days

Average Spud to Spud

Drilling Faster than Ever in the Cleveland 

50% decrease in Cleveland AFE since year‐end 2014

Vendor cost reductions and efficiency gains have resulted in savings

Broken all previous drilling records since resuming Cleveland drilling in April 2016

14

$3.8

$2.6

$2.0

$0.0

$0.5

$1.0

$1.5

$2.0

$2.5

$3.0

$3.5

$4.0

YE2014 Summer 2015 Current

$mm

Jones Cleveland AFE progression

$0$5

$10

$15

$20$25

$30

$35

YTD 3Q15 YTD 3Q16

LOE ($ m

m)

Significant YoY LOE Declines

Best‐in‐Class Operating Costs

YTD 3Q16 LOE decreased 27% from YTD 3Q15 

Significant savings realized due to operational efficiencies and bid reductions

Continues to be in a leader among peer group average LOE

Note :  Peer s   i n c l ude  BBG ,  BCE I ,  CPE ,  CRZO ,  FANG,  MTDR ,  NOG,  OAS ,  PQ,  REXX ,  RSPP ,  SGY ,  SN ,  SYRG  and  WPX.

15

27% decreaseJONE: $4.47

Peer Average: $6.62

$0

$1

$2

$3

$4

$5

$6

$7

$8

$9

$10

1 2 JONE 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

LTM LOE per Boe

Portfolio of Outstanding Returns 

Significant PV‐10 uplift for Merge well relative to Cleveland well 

Single well IRRs of 60‐90% at current strip and PV‐10 of $5‐11 million

Note: PV‐10 based on internal type curve and D&C cost estimates on strip pricing as of 2/9/17. Well‐level IRRs based solely on D&C cost investment; does not include land, G&A, and other costs. 16

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

$0

$2

$4

$6

$8

$10

$12

Cleveland well 5,000' lateral STACK/SCOOP oil well 10,000' lateral STACK/SCOOP oil well

IRR

PV‐10 ($mm)

Outstanding Returns at Current Strip 

PV‐10 IRR

2017 Operating Plan and Capital Budget

17

2017 Capital Budget($ in millions)

Merge Capital Expenditures Drilling and Completion JONE Operated $88Non‐Operated and Other 22Drilling and Completion Total $110

Leasing and Pooling 20Total Merge Capital Expenditures $130

Cleveland Capital ExpendituresDrilling and Completion $122Leasing 5

Total Cleveland Capital Expenditures $127

Other Capital Expenditures $18 

Total Capital Expenditures ($mm) $275 

Plan to drill 26 gross (17 net) wells in the Merge

Initiate Sycamore drilling in 2Q of 2017

Plan to drill 56 gross (45 net) wells in Cleveland

Includes some long laterals

Lease budget supports  strong ground‐game 

Ramp to 3 rig Merge program 

2017 drilling results ramp in 2018 production profile

Additional cash flow generation and de‐levering results in 2018

Jones Energy: Premier Mid‐Con Pure Play

18

Premier Asset Base with    Multi‐Year Inventory

Decades of    Mid‐Con Operating Expertise

Balance Sheet & Liquidity to 

Facilitate Growth

APPENDIX

2017 Guidance and 1Q Production Guidance

2017E 1Q17E

Total Production (MMBoe) 7.6 – 8.4 1.6 – 1.7

Average Daily Production (MBoe/d) 20.7 – 23.0 17.0 – 18.0

Crude Oil (MBbl/d) 5.7 – 6.3

Natural Gas (MMcf/d) 51 – 57

NGLs (MBbl/d) 6.5 – 7.2

Lease Operating Expense ($mm) $45.0 – $50.0 

Production Taxes (% of Unhedged Revenue)* 4.5% – 5.5%

Ad Valorem Taxes ($mm)* $2.7 – $3.0

Cash G&A Expense ($mm) $23.0 – $25.0

Total Capital Expenditures ($mm) $275 

*Production and ad valorem taxes are included as one line item on the Company’s income statement.20

Woodford Oil Window Type Curve – 5,000’ Lateral

21

Oil  Gas NGLs TotalIP Bbl/d Mcf/d Bbl/d Boe/d30 Day IP 420 1,140 170 78090 Day IP 375 1,041 157 706

Cum. Production MBbl MMcf MBbl MBoe1 year 97 282 42 1863 year 180 546 82 3535 year 227 701 106 449

EUR 440 1,423 213 890% of total 49% 27% 24% 100%

10

100

1,000

10

100

1,000

0 1 2 3 4 5

Mcf/d

Bbl/d

Years

Production Profile 

Oil NGLs Gas

% Liquids 73%

% Oil 50%

Gas Shrink 27%

NGL Yield (Bbl/Mmcf) 110

Oil Differential ($/Bbl) ($4.00)

Gas Differential ($/Mcf) ($1.60)

NGL Realization (% of WTI) 30%

Fixed Opex ($/Mo./Well) $3,500

AFE ($mm) $4.0

Production Tax ‐ Gas/NGL (Yrs 1‐3) 2.5%

Production Tax ‐ Gas/NGL (Yrs 3+) 7.5%

Production Tax ‐ Oil 4.6%

Key Statistics

Western Anadarko Basin Inventory 

MarmatonSandstone

Lease Acreage: ~115,000Gross Locations: 473

ClevelandSandstone

Lease Acreage: ~212,000Gross Locations: 788

TonkawaSandstone

Lease Acreage: ~160,000Gross Locations: 279

Current Target Formations

JONE Acreage

Note: All lease acreage and locations as of year‐end 2016.

Cleveland play is >2 million acres

22

Hugoton

Brown Dolomite

Chase / Council  Grove

Admire

Upper Virgil

Douglas

Tonkawa  7500'

Cottage Grove

Hogshooter

Checkerboard

Cleveland 8500'

Marmaton 9000'

Oswego

Cherokee

Skinner

Red Fork

Atoka

13 Finger Lime

Morrow SH

Morrow SD

Atokan

Mor

row

an

Lower Permian

Wolfcam

pian

Penn

sylvanian

Virgilian

Missou

rian

Desm

oinesia

n

Current Hedge Position

23[1] Swaps purchased to crystalize $45mm gain

1Q17 2Q17 3Q17 4Q17 2017 2018 2019Oil HedgesSwaps Sold (MBbl) 428 440 390 345 1,603 1,817 219Price ($/Bbl) $68.44 $66.93 $65.09 $66.76 $66.85 $62.84 $64.96

Offset Swaps Purchased (MBbl)[1] ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 803 219Price ($/Bbl) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ $46.83 $48.57

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

Gas HedgesSwaps Sold (MMcf) 4,240 4,320 4,140 4,080 16,780 23,840 3,750Price ($/Mcf) $3.99 $3.93 $3.88 $3.86 $3.98 $3.49 $3.50

Offset Swaps Purchased (MMcf)[1] ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 9,900 3,750Price ($/Mcf) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ $2.81 $2.86

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

NGL Swaps (MBbl)Ethane ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐Propane 197 194 186 182 759 ‐ ‐Iso Butane 27 27 25 24 103 ‐ ‐Butane 66 66 66 66 264 ‐ ‐Natural Gasoline 63 63 63 63 252 ‐ ‐Total NGLs 353 350 340 335 1,378 ‐ ‐

NGL Swap Prices ($/Gal)Ethane ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐Propane $0.44 $0.44 $0.44 $0.44 $0.44 ‐ ‐Iso Butane 0.66 0.66 0.60 0.57 0.63 ‐ ‐Butane 0.63 0.61 0.59 0.59 0.60 ‐ ‐Natural Gasoline 1.02 1.02 0.98 0.98 1.00 ‐ ‐

NGL Hedge Position Detail

24

1Q17 2Q17 3Q17 4Q17 2017Mont Belvieu NGL Swaps  (MBbl)Propane 30 30 30 30 120Iso Butane 3 3 1 ‐ 7Butane 12 12 12 12 48Natural  Gasoline 12 12 12 12 48MB NGLs 57 57 55 54 223

Mont Belvieu NGL Swap Prices  ($/Gal)Propane $0.46 $0.46 $0.46 $0.46 $0.46Iso Butane 1.42 1.42 1.42 ‐ 1.42Butane 0.98 0.92 0.79 0.79 0.87Natural  Gasoline 1.35 1.35 1.16 1.16 1.25

Conway NGL Swaps  (MBbl)Propane 167 164 156 152 639Iso Butane 24 24 24 24 96Butane 54 54 54 54 216Natural  Gasoline 51 51 51 51 204CW NGLs 296 293 285 281 1,155

Conway NGL Swap Prices  ($/Gal)Propane $0.43 $0.43 $0.43 $0.43 $0.43Iso Butane 0.57 0.57 0.57 0.57 0.57Butane 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55Natural  Gasoline 0.94 0.94 0.94 0.94 0.94

NGL Barrel Component Detail 

Cleveland  Conway

Woodford  Mont Belvieu

*Assumes ethane rejection in the Woodford

Ethane – 31%

Propane – 37%

Iso Butane – 5%Butane – 13%

Natural Gasoline – 14%

Ethane – 13%

Propane – 46%

Iso Butane – 4%

Butane – 19%

Natural Gasoline – 18%

Woodford 

Cleveland 

Basket Ethane 31% Propane 37% Butane 13% Iso Butane 5% Natural Gasoline 14% 

Basket Ethane* 13% Propane 46% Butane 19% Iso Butane 4% Natural Gasoline 18% 

(79% of forecasted 2017 NGL production) 

(9% of forecasted 2017 NGL production) 

25

Corporate Structure

Jones Energy, Inc.(NYSE: JONE)

Jones Energy Holdings, LLC(JEH LLC)

Metalmark,Management

& Other Investors

PublicShareholders

Class A Common Stock57.2 million shares

66% of voting power in Jones Energy, Inc.

34% of total economic interest 

of JEH LLC

66% of total economic interest 

of JEH LLC

Class B Common Stock29.8 million shares

34% of voting power in Jones Energy, Inc.

26