MARCH 24, 2010 • NEW YORK, NEW YORK

2010 Analyst Meeting

Cautionary Statement FOR THE PURPOSES OF THE “SAFE HARBOR” PROVISIONS OF THE PRIVATE SECURITIES LITIGATION REFORM ACT OF 1995  The  following  presentation includes  forward‐looking  statements  within  the  meaning  of  Section  27A  of  the  Securities  Act  of  1933,  as  amended  and  Section  21E  of  the  Securities  Exchange  Act  of  1934,  as  amended,  which  are intended  to  be  covered  by  the  safe  harbors  created  thereby.  You  can  identify our forward‐looking statements by words such as “anticipates,” “expects,” “intends,” “plans,” “projects,” “believes,” “estimates,” and similar  expressions.  Forward‐looking statements relating to ConocoPhillips’ operations are based on management’s expectations, estimates and projections  about  ConocoPhillips  and  the  petroleum  industry  in  general  on  the  date  these  presentations  were  given.  These  statements  are  not guarantees  of  future performance and involve certain risks, uncertainties and assumptions that are difficult to predict.  Further, certain forward‐looking statements  are  based  upon  assumptions  as  to  future  events  that may  not  prove  to  be  accurate.  Therefore,  actual  outcomes  and  results  may  differ  materially  from what is expressed or forecast in such forward‐looking statements.  Factors that could cause actual results or events to differ materially include,  but are not limited to, crude oil and natural gas prices; refining and marketing margins; potential failure to achieve, and potential delays in achieving  expected  reserves  or  production  levels  from  existing  and  future  oil  and  gas  development  projects  due  to  operating  hazards,  drilling  risks,  and  the  inherent  uncertainties  in  interpreting  engineering  data  relating to  underground  accumulations  of  oil  and  gas;  unsuccessful  exploratory  activities;  potential disruption or unexpected technical difficulties in developing new products and manufacturing processes; potential failure of new products  to  achieve  acceptance  in  the  market;  unexpected  cost  increases  or  technical  difficulties  in  constructing  or  modifying  company  manufacturing  or  refining  facilities;  unexpected  difficulties  in  manufacturing,  transporting  or  refining  synthetic  crude  oil;  international  monetary  conditions  and  exchange controls; potential liability for remedial actions under existing or future environmental regulations; potential liability resulting from pending  or future litigation; limited access to capital or significantly higher cost of capital related to illiquidity or uncertainty in the domestic or international  financial  markets;  general  domestic  and  international  economic  and  political  conditions,  as  well  as  changes  in  tax,  environmental  and  other  laws  applicable to ConocoPhillips’ business.  Other factors that could cause actual results to differ materially from those described in the forward‐looking  statements  include  other  economic,  business,  competitive  and/or  regulatory  factors  affecting  ConocoPhillips’ business  generally  as  set  forth  in  ConocoPhillips’ filings  with  the  Securities  and  Exchange  Commission  (SEC),  including  our  Form  10‐K  for  the  year  ending  December  31,  2009,  as  updated by our subsequent periodic and current reports on Forms 10‐Q and 8‐K, respectively.  ConocoPhillips is under no obligation (and expressly  disclaims any such obligation) to update or alter its forward‐looking statements, whether as a result of new information, future events or otherwise. Use of Non‐GAAP Financial Information ‐‐ This presentation includes non‐GAAP financial measures, which are included to help facilitate comparison  of  company  operating  performance  across  periods  and  with  peer  companies.  A  reconciliation  of  these  non‐GAAP  measures  to  the  corresponding  GAAP measure is included in the appendix.

1

2010 Analyst Meeting Jim Mulva Chairman & Chief Executive Officer March 24, 2010 New York, New York

ConocoPhillips Today $88 B Capital Employed

 International, Integrated,  Major oil and gas company

•

7%

~50 BBOE captured resources 

•

10 BBOE reserves

•

2.3 MBOED production

•

3.0 MMBPD refining capacity

25% E&P R&M LUKOIL Chemicals Midstream Emerging Business

64%

Geographic Capital Employed

 Unique portfolio of assets, 

7%

opportunities, processes and  people

 Significant free cash flow

12% 15% N. America Asia Pacific Russia Caspian Europe Rest of World

63%

Production, reserves, resource and capacity figures reflect 2009 results including LUKOIL. Average capital employed.   Corporate distributed across segments.  Geographic Russia Caspian includes LUKOIL.

3

Economic and Political Environment  Long‐term demand for hydrocarbons expected to increase

 Near‐term energy demand increasing as economy recovers  Near‐term U.S. natural gas surplus, strong worldwide  natural gas demand growth

 Refining margins challenged near‐term  Difficult political environment

4

Demand for Hydrocarbons 350 300 250

World Oil Demand 120

Renewables Nuclear  Coal Natural Gas Oil

Developing OECD

100

Million Barrels Oil per Day

Million Barrels Oil Equivalent per Day

World Energy Demand

200 150 100 50

80 60 40 20 0

0

2000

2015

2030

2000

2015

2030

Fossil fuels will still be 80% of the market in 2030 Source: International Energy Agency, “2009 World Energy Outlook”. Developing includes other developing and international marine bunker fuel; excludes biofuels.

5

World Oil Demand Resumed Growth Monthly Changes in World Oil Demand: 3‐Month Moving Average

Million Barrels per Day, Y/Y

4 3 2 1 0 ‐1 ‐2 ‐3 2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Demand growth has resumed, driven by non‐OECD growth Source: Energy Intelligence Group, last data point is January 2010 

6

WTI Price Forecasts 120 110

2009 $ / BBL

100

External Range

90 80

Futures 70 60 50 2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Most WTI forecasts are $70‐80/BBL short‐term, higher long‐term Futures is NYMEX settle on 2/26/10. Forecasts from November 2009 – February 2010.

7

World Natural Gas Supply and Demand BCFD

450

Projected Global Natural Gas Demand

400 350 300

Non‐US Production Growth

250 200

LNG

150 Non‐US Existing

100 50 0 2009

US Supply

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

Observed post‐plateau decline rate of 6.7% based on IEA database. Source: IEA, Wood Mackenzie (US Data), COP (LNG outlook)

8

U.S. Natural Gas Supply Sources 80

Projected U.S. Natural Gas Demand Alaska

70 CBM

BCFD

60

LNG Imports Net Pipeline Imports

Tight Sands

50 40

Shale

30 20 10

Conventional Existing Production

0 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

All sources needed to meet future demand Source: Wood Mackenzie

9

Henry Hub Natural Gas Price Forecasts 9

2009 $/MMBtu

8

Futures  7

External Range

6 5 4 3 2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Most HH forecasts are $5‐6/MMbtu short‐term, $6‐8/MMbtu long‐term Futures is NYMEX settle on 2/26/10. Forecasts from December 2009 ‐ February 2010. 

10

Global Refinery Capacity  vs. Global Oil Demand 100

Million Barrels per Day

95

Global Oil Demand Global Oil Refining Capacity

3MMBD

90 5MMBD

85 3MMBD

80

6MMBD

75 70

8MMBD

65 60 55 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

Surplus capacity will shrink due to closures and recovering demand Source:  BP Statistical Review 2009, IEA, Purvin & Gertz 2009 GPMO.   Includes 900MBD of refinery closures in 2009/10.

11

Refining Margins Forecast Global Light Oil Spread ‐ $/BBL 20

Light‐Heavy Crude Differential ‐ $/BBL 20

External Forecast 

External Forecast 

16

16

12

12

8

8

4

4

0

0 2003

2005

2007

2009

2011

2003

2005

2007

2009

2011

Refining margins likely to improve from market lows Forecasts from February / March 2010. Global Light Oil spread is average of USGC 3:2:1, NWE 3:1:2, and Singapore 3:1:2.

12

Summary of Consensus Forecasts  Oil prices expected to trade in  current range over near term  and increase with demand  recovery 

 Natural Gas prices expected to  rise over time as demand  increases absorb growth in U.S.  production

 Refining margins expected to  recover from recent lows

Short‐term:

WTI Crude Oil

$70 ‐ $80/BBL Long‐term:  $80 ‐ $100/BBL Short‐term:

Henry Hub  Natural Gas

$5 ‐ $6/MMbtu Long‐term:  $6 ‐ $8/MMbtu Short‐term:

U.S. Gulf Coast  $6 ‐ $8/BBL 3:2:1 Crack  Long‐term:  Spread

Improved post‐2012

ConocoPhillips’ outlook is similar to consensus views 13

Challenging Political Environment  Increased fiscal take, higher taxes

 Climate change policy uncertainty  Increased regulatory burden  Restricted access   Fuel‐specific mandates  Geopolitical risk and influence of U.S. foreign policy Facing an increasing political headwind 14

Constrained IOC Access Reserves Today NOC reserves  (equity access) Full IOC  access

12%

Reserves held by  Russian companies

 Many large resource countries  not accessible by IOCs

 Some large resources  8%

7%

accessible at unattractive  terms

 Worldwide competition from  73% NOC reserves (no equity access)

NOCs expanding outside host  countries

 Increased IOC interest in  OECD investments

Only 7% of the world’s reserves are now fully accessible by IOCs Source:  PFC Energy, Oil & Gas Journal, BP Statistical Review 2008. Note:  Excludes unconventional crude oil and bitumen reserves. IOC = International Oil Company; NOC = National Oil Company

15

Companies Returning to N. America  Renewed focus by  PetroChina /Athabasca ($1.7 B) Total / UTS  ($0.7 B) Total / Syneco ($0.7 B)  BP/ Husky ($1.1 B) Statoil / NAOSC  ($2.0 B) Shell / BlackRock ($2.1 B) Total / Deer Creek  ($1.3 B)

Western  Canada Gas Oil Sands

Shell / Duvernay ($5.9 B) Kogas / Encana ($1.1 B)

XOM / XTO  Acquisition  ($41 B) Marcellus BP / CHK  ($1.9 B) Woodford Total / CHK ($2.2 B) ENI / Quicksilver ($0.3 B)

multi‐nationals on  North America  hydrocarbons

 ~$70 B in recent  transactions

Statoil / CHK  ($3.4 B) Mitsui / Anadarko  ($1.4 B)

Fayetteville BP / CHK  ($1.8 B)

Barnett Haynesville

BG / EXCO ($1.1 B)

Eagle Ford Seller / Buyer (D

Buyer / Seller

BP / Lewis Energy ($0.2 B)

ConocoPhillips already well‐ positioned in North America

Source:  Company press releases.  Transactions since 2008.

16

Challenges

 Exposure to N. America natural gas  and refining

 Current ROCE below peer average  Debt levels above target range  Trading at discount to peer group  Competition for new resources  Balancing growth vs. returns 17

Strategic Options  Emphasize absolute production growth • • •

Fully invest in available opportunities Accept incremental projects with marginal economics  Higher leverage, no share repurchases

 Significant restructuring • • •



Divest or spin out of significant business lines Sale of legacy assets highly tax inefficient Unlikely to realize full value for assets

 Focus on generating sustainable value • • •

Asset sales to reduce debt and increase distributions Adjust portfolio over time to higher upstream weighting Focus on improved returns and per share growth metrics

A balanced approach creates shareholder value 18

Key Strategic Objectives  Upstream • Exploit captured resource base • 100%+ organic reserve replacement  • Grow production / share • Strengthen exploration results • Reduce operating costs • Improve returns on capital

 Downstream • Portfolio management • Margin enhancement • Reduce operating cost • Improve returns on capital 19

Key 2010 / 2011 Initiatives  Constrain capital program to highest return projects  Execute $10 B two‐year asset sales program  Reduce LUKOIL interest from 20% to 10%  Reduce debt ratio to 20% 

Picture

 Increase dividend by 10% in 2010  Resume share repurchase program $20 B available for share repurchase / debt reduction in next two years 20

$10 B Asset Sales Program  Approximately half in 2010  60‐80% Upstream  Potential 2010 Dispositions • Syncrude • REX Pipeline • 10% of Lower 48 and Western Canada portfolio • Remaining U.S. downstream marketing

 2010 / 2011 combined impact • • •

Production: ~80 ‐ 120 MBOED Reserves: ~400 ‐ 600 MMBOE Financial gains in aggregate 21

LUKOIL – Sale of 10% Interest

 Maintain strategic alliance  Maintain board representation / equity accounting  Open market sales   Complete over 2010/2011  $5 B at recent share price levels  Tax efficient  Proceeds used for share repurchase Effectively exchanges LUKOIL shares for ConocoPhillips shares 22

Capital Investing Overview Capital Program ‐ $B 19.9

20

2.7

11 ‐ 12  per year

12 8

LUKOIL

Origin

4.8

16.4 16

Base Capital

13.7

12.9

2006

2007

12 ‐ 13  per year

15.1 12.0

4 0 2008

2009

2010 ‐ 2011 2012 ‐ 2014 23

Annual Dividend Increases COP Quarterly Dividend Growth

 13.5% annualized growth 

Quarterly dividend (cents/share)

55 47

50

41 36 31 25 20

since 2002

22

 Eight consecutive annual  increases

 Current Yield = 4.3%  Less than 20% of operating  cash flow

 Annual increases expected '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 Current yield based on share price as of 3/15/2010.   Percentage of operating cash flow based on First Call estimates for 2010. 

24

2010 Peer Capex & Dividends vs. Cash Flow Capital Expenditures

Dividends

Free Cash Flow

120%

% of 2010E Cash Flow

100% 80% 60% 40% 20% 0% COP

XOM

BP

CVX

TOT

RDS

Largest free cash flow percentage among peer group Source: Company reports, First Call Estimates.

25

Path to Increased Shareholder Value 2010 / 2011 Two‐Year Cash Sources and Uses ‐ $B 60 50

5 10

40

24

30 20

5 – 8

6 35

5  7 ‐ 10

20

10 0 Cash From Operations

Asset Sales & LUKOIL

Capital Program & Dividends

Available Cash

Debt Reduction

Share Add'l Capex / Repurchase Add'l Share Repurchase

Cash from operations estimated as 2x 2010 First Call estimates

26

Key 2010 / 2011 Results Adjusted Net Income ‐ $B

Cash From Ops ‐ $B

Capital Program ‐ $B

25

25

25

20

20

20

15

15

15

10

10

10

5

5

5

0

0

0

2008

2009

2010E

2011E

2008

Share Repurchase ‐ $B 10

2009

2010E

2011E

Total Debt ‐ $B

6 4 2 0 2008

2009

2010E

2011E

2009

2010E

2011E

E&P Income ‐ $/BOE

35 30 25 20 15 10 5 0

8

2008

20 15 10 5

2008

2009

2010E

2011E

0 2008

2009

2010E

2011E

Net income attributable to ConocoPhillips.  2010E and 2011E net income and cash from ops based on  First Call estimates as of 2/26/2010.  See appendix for additional information.

27

E&P Production per Share Growth  Returns focus creates short‐ term production plateau

0.56

BOE Production / share

0.52

 Share repurchases create  near‐term production per  share growth

0.48

0.44

 Long‐term production growth 0.40 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Share repurchases accelerate per share production growth  Excludes LUKOIL.

28

Growth in Returns   Improve portfolio via asset  sales program

 Constrain capital / invest at 

Capital Efficiency ‐ ROCE and CROCI ROCE

25%

CROCI

20%

competitive F&D costs 15%

 Maximize asset uptime

10%

 Reduce operating costs

5%

 Modest increase in market 

0%

returns

2009

2012

2009

2012

Improved returns – improved valuation See appendix for additional information. 

29

Strategy Implementation 2009 Position

2012 Outlook

Long‐Term  Expectation

72% / 28%

73% / 27%

85% / 15%

E&P 5‐year F&D Cost / BOE

$16.42

~$15

~$15

E&P 5‐year Reserve Replacement

122%

100%+

100%+

E&P Production ‐ MMBOED

1.85

~1.7

2 ‐ 3% growth

Annual E&P Production per Share

.46

3% growth

3 ‐ 5% growth

Refining Crude Capacity ‐ MMBPD

2.7

2.0 ‐ 2.2 

1.8 ‐ 2.0 

CROCI

18%

~21%

Competitive

Shareholder Distribution as % of  Cash Flow

23%

~40%

~40%

Debt‐to‐Capital Ratio

31%

~20%

15 ‐ 20%

Key Metrics Portfolio Balance (E&P / R&M)

Near‐term and long‐term improvement in key metrics See appendix for additional information. 

30

Decisive Actions to Increase Value

 Sell assets and reduce debt  Increase ROCE / CROCI  10 BBOE resources to reserves in 10 years  Grow production per share 3% per year  Increase distributions Closing the Valuation Gap 31

2010 Analyst Meeting John Carrig President & Chief Operating Officer March 24, 2010 New York, New York

Total Company Safety Total Recordable Incident Rate Incidents per 200,000 hours worked Contractors Employees

1.2

 2009 combined workforce  performance improved

1.0

 Reduced process safety 

0.8

incident rate

0.6

 Reduced permit / 

0.4

regulatory exceedances

0.2 0.0 2004

2005

2006

2007

2008

2009

Our goal is zero injuries, illnesses and incidents 33

2009 Accomplishments  Improved HSE performance   $2 B cost reduction  $3 B capital expenditure reduction  141% reserve replacement  4% growth in E&P production  Improved operating efficiencies

34

Continued Reduction in Controllable Costs 14% Reduction ’08 to ‘09 7% operational + 7% market

$B

2010 Goal

15

+5% operational reduction

 Drive 2010 costs below  2009 levels through: • Procurement savings 

10

• Optimized turnarounds • Lower Corporate overhead

5

• Emphasis on unit costs • Increased accountability

0 2008

2009

2010 Target

Targeting a return to 2005 ‐ 2006 levels Assumes 2009 market conditions, normalized for new project scope and turnaround activity.

35

Upstream Controllable Costs  Reduction of 13% in 2009 •

$1.1 B savings

 Top quartile within many  major operating basins

Upstream Controllable Costs ‐ $B 9 8 7 6 5

 Future opportunities • • • •

Portfolio rationalization Strategic sourcing Supplier management Operating efficiency

4 3 2 1 0 2008

2009

Continued focus on reducing costs in 2010 Controllable costs includes production and operating expenses, selling, general, and administrative expenses,  and exploration expenses excluding dry hole costs and lease impairments.

36

Downstream Margin Enhancement  Controllable cost reduction of  16% in 2009 • ~$1 B savings

Downstream Controllable Costs ‐ $B 7 6

 2010 Improvements • • • • • •

Additional controllable cost  reduction opportunities Increase clean product yields 1%

5 4 3

Optimization

2

Strategic sourcing

1

Supplier management

0

Margin improvements

2008

2009

R&M will deliver $500 MM in business improvements 37

Competitive SG&A Costs SG&A Costs 140

Indexed (2005 = 100)

130



Selling, general and  administrative costs 19%  below 2005 levels



Reduced costs during period  of industry cost growth



Continuing focus on cost  constraint as markets recover



Sustainable systems and  processes in place

Peer Range ConocoPhillips

120 110 100 90 80 70 60 2005

2006

2007

2008

2009

Demonstrated cost discipline 38

Procurement Excellence  Exceeded 2009 cost reduction targets 

2010 Initiatives

 Industry is expecting slow recovery   Carry momentum from 2009 into 2010

Savings ‐ $MM

1000

500

0 2009 Actual 2010 Target

High Impact Areas  Contract Services  Logistics  Maintenance  Engineering

39

2010 Capital Program By Segment

By Region

R&M $1.3

Europe,  Africa &  Mideast $2.7

Asia $3.2 E&P $9.7 North  America  $5.1

By Product Refining & Other  $1.5 Exploration  $1.4

LNG $1.5 Gas $2.3

Oil $4.5

All figures in $B.  Capital program by segment and by region includes $0.2B in Other.

40

Operating Efficiency Refining Availability 100%

 Efficiency continues to improve  2009 Refining LPO volumes 

95% 90%

down 27% vs. 2008

85% 80%

2008

2009

E&P Uptime

 2009 E&P Direct Operating  Efficiency best in 3 years

 2010 focus on:

100% 95%

• Asset & Operating Integrity • Planning & Scheduling • Maintenance & Reliability

90% 85% 80%

2008

2009

Efficiency continues to improve 41

Upstream Production  Constraining near‐term 

Production ‐ MMBOED Production

2.5

Dispositions

reinvestment rate • Not compelled to drill to hold 

2.0

most acreage

 Near‐term production at 

1.5

2008 levels 1.0

• Per share production growth  3% near term, 3 ‐ 5% long term 

0.5

 3% underlying and 8% per  0.0 2008

2009

2010E

2014E

2019E

share reserves growth

Near‐term production plateau, long‐term production growth Excludes LUKOIL.

42

Operations Summary  Building on strong 2009 safety  and operating efficiency

 Driving further accountability  on cost reductions • Operating efficiency • Project execution

 Driving on‐time start up of  major projects

 Maximizing production while  growing reserves Operational excellence is the foundation for value growth 43

2010 Analyst Meeting Willie Chiang Senior Vice President Refining, Marketing & Transportation March 24, 2010 New York, New York

Refining and Marketing  Post merger • • •

Strong operating excellence Competitive, low‐cost businesses $5 B+ in asset sales

 2010 • • •

Drive $500 MM improvement Reduce capital spend  $1 B in asset sales

 Long‐term expectation • • •

R&M 15% of COP portfolio 10%+ returns Positive net cash flow

Deliver shareholder value 45

2009 Improvement Results  Cut $1 B in controllable costs  Optimized crude and product  slate, clean product yield  improved by 1%

 Reduced 200 MBD of  marginal crude runs

Downstream Personnel Headcount 25,000

47% Reduction

20,000 15,000 10,000 5,000 0

2004

2005

2006

2007

2008

2009

U.S. Refinery Utilization ‐ % 96 92

 Generated $700 MM+ 

ConocoPhillips Industry EIA

87

proceeds from dispositions 2007

2008

2009

Better than industry average utilization 46

Peer Comparison  U.S. Operations Income ‐ $/BBL

 Core refining business  with integrated low‐cost  marketing and logistics

6

5‐year ROCE 16%

Peer Range 5 4

 Completing 5‐year plan to  divest company‐owned  retail assets • United States • Southeast Asia • Select European markets

3 2 1 0 (1) 2005

2006

2007

2008

2009

Strong relative performance See appendix for additional information.

47

Outlook  Challenging market, regulatory  and legislative environment

 Further refining rationalization 

Global Light Oil Crack1 ‐ $/BBL 20 15

External  Range

10 5

expected

 Global economic recovery on 

0 2003

2005

2007

2009

2011

Light‐Heavy Crude Differential ‐ $/BBL

the horizon

20

 COP portfolio positioned to  respond well to improving  light‐heavy differential

15

External  Range

10 5 0 2003

2005

2007

2009

2011

Structured to be competitive 1 

Average of USGC 3:2:1, NWE 3:1:2, and Singapore 3:1:2.

48

2010 Improvement Initiatives  Reduce operating expenses • • • • •

Alliance Billings

Material, service and  supply costs Streamline organization Energy efficiency Technology improvements Infrastructure investments 

 Optimization • • •

2008 Solomon Operating Cost Peer Ranking

Crude and feedstock selection Improve clean product yield Create turnaround flexibility

D

ng I rivi

m

s en t m ve pro

Borger Ferndale Humber Lake Charles Melaka

San Francisco

MiRO

Wood River

Ponca City

Whitegate

Bayway

Sweeny

Wilhelmshaven

Los Angeles

Trainer

Bottom Tier

Middle Tier

Top Tier

U.S. Cost Advantage Over Industry1 ‐ $/BBL 0.75 0.56 0.50 0.20

0.25 0.01 0.00 2004

2006

2008

Capture $500 MM in business improvements 1 

Calculated by Solomon as non‐energy‐related operating costs, ConocoPhillips vs. industrial average per total processed inputs.

49

Capital Expenditures  No reduction in capital for  operating excellence and  asset integrity

Capital Program ‐ $B 3

 Sustaining / Reliability  Strategic Investments

 Regulatory  2009 DD&A

 Reduced strategic capital  2

from prior years

 Completing committed  regulatory projects

 Base capital targeted at  DD&A levels

36%

1

0 2007

2008

2009

2010E

2011E

Disciplined capital spend 50

Strategic Investments   WRB Wood River CORE Project • • •

Wood River Refinery  (WRB JV ‐ COP/Cenovus)

Start up mid 2011 Integration with Canada production Improves realized margin $4.00/BBL

 Yanbu Export Refinery Opportunity • •

400 MBD high conversion refinery Final investment decision mid 2010

WRB Wood River CORE Project

 Wilhelmshaven Upgrade Project •

Project deferred

Enhancing margin and improving returns 51

Downstream Portfolio Management  Asset sales • • •

$5 B+ of assets sold since 2003

1.6

$1 B in asset sales in 2010

1.2

Evaluating further dispositions

0.8

 Implement portfolio options at  the right time and value • COP refinery combinations • Refinery joint ventures • Commercial arrangements to  capture synergies and avoid capital

•

Asset Sales1 ‐ $B

International opportunities

0.4 0.0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010E

Dispositions and Joint Ventures2 Refineries Terminals Miles of Pipeline Marketing Retail Sites

6 39 2,800 ~3,000

Positioning portfolio for superior performance 1  2 

Gross contractual proceeds ex‐WRB joint venture.  Since 2002

52

Refining and Marketing Summary  Deliver operating excellence   Drive $500 MM improvement  Maintain disciplined capital  spend

 Pursue portfolio options  aggressively

 Streamlined portfolio will  yield 10%+ returns Delivering improved returns and cash generation 53

2010 Analyst Meeting Ryan Lance Senior Vice President – E&P International

Kevin Meyers Senior Vice President – E&P Americas

Larry Archibald Senior Vice President – Exploration & BD March 24, 2010 New York, New York

Exploration & Production Strategy 

100%+ organic reserve replacement



2 ‐ 3% long‐term production growth



Convert 10 BBOE resources to  reserves over 10 years



Competitive F&D cost



High‐impact exploration



Consistently high‐grade portfolio



Improve returns



Operational and safety excellence Focused on value creation and improving capital efficiency 55

Global Overview Alaska 270 MBOED Largest oil and gas  producer

Canada 290 MBOED

North Sea 390 MBOED

Russia / Caspian 50 MBOED

High value exploitation

Large resource potential and  well positioned

World class SAGD1 portfolio and new  resource plays

China 50 MBOED High margin oil  production

Lower 48 490 MBOED Competitive non‐ conventional  opportunities

South East Asia 120 MBOED Emerging core assets

Total 2009 Production 1.85 MMBOED ~80% OECD 2010 Exploration & Appraisal activity

Middle East & Africa 100 MBOED Poised for significant  production growth

Australia 90 MBOED LNG project pipeline 

Diverse and growing portfolio underpinned by strong OECD base Excludes LUKOIL. 1 Steam Assisted Gravity Drainage

56

E&P Cash Margins ‐ $/BOE 1‐year

3‐year

5‐year

25

25

25

20

20

20

15

15

15

10

10

10

5

5

5

0

0

0

CVX COP TOT

BP

RDS XOM

CVX COP XOM TOT

BP

RDS

COP

CVX XOM TOT RDS

BP

Consistent delivery of top quartile margins Cash contribution is calculated as income plus DD&A  based on total BOE production. All companies income adjusted to exclude certain non‐core impacts. See appendix for further information.

57

Discovered Resource YE2009 Resource by Product ‐ BBOE

YE2009 Resource by Region ‐ BBOE Russia Caspian Middle East  & Africa Asia Pacific

Lower 48 Alaska

Gas 37%

Australia

Liquids 63%

North Sea

Canada Arctic Canada Gas Canada Syncrude

Canada  SAGD

43 BBOE resource with long‐life, low‐decline assets Excludes LUKOIL. Resource includes proved, probable, and possible reserves and contingent resource; excludes prospective resource.

58

Proved Reserves Replacement Reserves Replacement ‐ %

2010 ‐ 2014 Reserve Additions Russia Caspian

200%

Exploration

Middle East  & Africa 150%

Lower 48 Alaska Asia Pacific

100%

Australia

50%

North Sea

Canada

0%

F&D ($/BOE)

2005 ‐ 2009

2009

2010E ‐ 2014E

16.42

10.07

~15.00

Reserves replacement >100% at competitive F&D costs Excludes LUKOIL.

59

Production & Reserves Growth Production ‐ MBOED 2.5

Liquids

Gas

Proved Reserves ‐ BBOE

Dispositions

12

2014E 5‐yr avg. RRR >100 % 

10

2.0

Dispositions

8

LNG

LNG

1.5

Gas 6

Gas

4

Heavy oil

1.0

0.5

Heavy oil

2

0.0

Oil

Oil

2009

2014E

0 2008

2009

2010E

2014E

2019E

Excludes LUKOIL.

60

2010 Capital Program Capital ‐ $B

Major Projects

12 10 Other

8 6

FCCL  partnership

Kashagan

Surmont 2 Jasmine,  Clair Ridge  & GEA2

4 2

Qatargas 3 APLNG

0 2008

2009

2010

Maintenance

Major projects

1 Exploitation

Exploration

Bohai II

Malaysia

Lower 48 and Canada exploration1

Focusing on exploration and major projects to create value 2008 capital program amount excludes $5.7 B for major acquisitions and lease purchases. 1 Excludes Canada heavy oil 2 Greater Ekofisk Area

61

L48 & Canada Competitive Advantages 

21 MM net acres with  extensive optionality and  limited lease expiries 



~14 TCFE net proved reserves     (85% proved developed)



~25% of liquids production by  volume

Bakken 240



Significant shale position  acquired at low cost

Panhandle/ Anadarko 1,500



Competitive non‐conventional  opportunities



Leveraging expertise  internationally

Horn River 100 Montney 170 Deep Basin 3,300

San Juan 1,300 Permian 1,050

Figures are approx. net acres held (‘000s)

Barnett 100 Eagle Ford 240

Excludes Alaska, Canada heavy oil, and Gulf of Mexico assets.

62

2010 L48 & Canada Programs Capital Spend by Resource

Other Permian

Onshore Drilling

Bakken

Other Eagle Ford San Juan

WCG Deep Basin

Shale play Tight sands / CBM2 Other3

Barnett Other

~40% ~45% ~15%

 

Investing $1.2 B in 20101

  

Reserves accessed ~90 MMBOE

Focus on shale plays, oil and NGL rich  assets & proven low cost basins Adds 40 MBOED production 2010 average F&D = $13/BOE

1

Includes production and exploration drilling. Excludes Alaska, Canada heavy oil, and Gulf of Mexico assets. Coalbed methane 3 Conventional oil and gas 2

63

Lower 48 & Canada Resource Plays Cost of service ($/MMbtu)1

COP acreage

Other resource plays

10 1,300 M acres

3,300 M acres

240 M acres

240 M acres

100 M acres

8

6

4

2

Sa n 

Ju an  

CB De M ep  B o Gr an ss ie r it e  W Ha ash yn es vi Ca lle n a Ma rc da  D ellu ee s p  Ba sin Ba Ba rn et t ( kke n2 Ea Tie r 1 gle  Fo & 2 ) rd   (R ic M h) on Fa tne y ye tt e v Po Ea ille g w de le F or W r Ri ve d oo r df or  CBM d  Ar ko W Ho ma oo df r o r n  R i d  An ver ad ar W ko at te nb ur Je an g  M ar P i ie c M an ean nv ce i l l Ba e  CB rn M et t ( Ti er  3)

0

Competitive opportunity set Sources: Morgan Stanley & COP internal 1 Henry Hub basis required for 10% IRR. 2 Value based conversion of $72/BBL = $6/MMbtu due to high liquids yield.

64

2010 Capital – Exploitation Programs Alaska

     1 2

Investing $340 MM in 2010 Drilling at WNS1 and Prudhoe satellites;  CTD2 program at Kuparuk Reserves accessed ~35 MMBOE Adds 20 MBOED production

Australia

    

Investing $100 MM in 2010 6 well program at Bayu‐Undan Reserves accessed ~8 MMBOE Adds 4 MBOED production 2010 average F&D = $13/BOE

2010 average F&D = $10/BOE

Western North Slope Coiled tubing drilling

65

2010 Capital – Exploitation Programs United Kingdom

 

Investing $170 MM in 2010

  

Reserves accessed ~25 MMBOE

Drilling at Southern North Sea,  Britannia, J‐Block, Clair and others  Adds 12 MBOED production 2010 average F&D = $6/BOE

Norway

 

Investing $360 MM in 2010

  

Reserves accessed ~45 MMBOE

Drilling at Greater Ekofisk, Heidrun,  Alvheim and others Adds 18 MBOED production 2010 average F&D = $8/BOE 66

World Class Canadian SAGD Portfolio Cumulative Steam Oil Ratios ‐ BBL/BBL Christina Lake

Foster Creek

Surmont I

Surmont lifecycle

8

Peers



Exceptional 15+ BBOE resource



2nd largest SAGD producer in Canada



Leading steam oil ratios

• Lower capital and operating costs • Lower energy usage and emissions • Smaller surface footprint 

6

4



Selective manufacturing approach to  projects



Potential for technology advances

2

0

Efficient and repeatable conversion of resource into production Source: FirstEnergy Report ‐ December 2009 and COP internal

67

Canadian SAGD Portfolio Margins SAGD Earnings1 ‐ $/BOE 80

2008 WTI avg. $100/BBL

FCCL & Surmont

2009 WTI avg. $62/BBL

60

40

20

0 2008

2009

DD&A

Fuel cost

Non‐fuel O&O

Taxes & other

Profit margin / bitumen barrel

 

2010 capital = $950 MM2 Project F&D = $8 ‐ $12/BOE3

Robust margins and returns 1

Surmont and FCCL (excludes after tax impact of the interest expense on the joint venture obligation owed by COP to FCCL) Combined capital associated with FCCL contribution and Surmont 3 $2009 real including all E&P capital for currently sanctioned projects 2

68

Canadian SAGD Production Growth MBOED (NBR)1

MBOED (NBR)1

140 Saleski (WI 100%)

120

350

2007 to 2014 CAGR ~20% 

2007 to 2019 CAGR ~20% 

300

Syncrude (WI 9.03%)

100

250

80

200

Surmont (WI 50%)

Thornbury (WI100%)

60

150

40

100

Christina Lake (WI 50%)

20

Surmont 4.7

50

Clyden 0 Clyden (WI 100%) 2007 (WI 100%) Foster Creek (WI Foster 50%) Creek (WI 50%)

0

2008

2009

2010E

Foster Creek

2014E

Christina Lake

2007

2019E

Surmont

Strong production growth Foster Creek and Christina Lake production reflects operator’s forecast 1 Net Before Royalty

69

Australia Pacific LNG   

Largest, best‐developed  CBM resource Premium acreage in best  coal fairways Production capacity for sales  to domestic market exceeds  230 MMSCFD gross

APLNG Resource Maturation ‐ TCF 35 30 25

3 LNG trains & existing contracts1

20 2 LNG trains & existing contracts1

15 10

 

Steady, secure source of  low‐risk supply

Total 3P  reserves

5 0

Proven CBM and LNG  expertise

Transaction

YE2009

Proved

Probable

YE2014E Possible

High value, low cost of service and access to growing markets Some of APLNG’s coalbed methane reserves and resources are subject to reversionary rights. 1 4.5 MTPA train size; Existing contracts represent domestic gas sales and ramp gas sales.

70

APLNG ‐ Competitive Advantages Queensland Gas Resource1 ‐ TCF

Cost of Service2 ‐ $/MMbtu Peer projects

APLNG

Peer average

10

9 BG

8 Shell / Arrow

7

6 Santos / Petronas

Possible

to ne he at s

14

Pl ut o

12

W

Probable

10

on

8

CL NG

6

Go rg

Proved

4

Q

2

GL NG

0

AP LN G

5

High‐quality and most defined resource base Some of APLNG’s coalbed methane reserves and resources are subject to reversionary rights. 1 Source: COP view based on ASX filings or external data 2 Source: Wood Mackenzie, Feb 2010 – Free on Board basis; 12% IRR

71

APLNG ‐ Key Milestones Milestone

Timing

 Site selected

Complete

 Commence FEED

Underway

 Resource maturation Binding HOA1 for LNG sales

On schedule Q3/Q4 2010

Final Investment Decision

Q4 2010

2010 capital = $850 MM Multi‐train LNG project Project F&D = $6 ‐ $8/BOE2 

First LNG production

Q4 2014

Project on track to deliver a long‐term Australasian natural gas business 1 2

Heads of Agreement $2009 real including E&P capital and excluding acquisition costs of $4 ‐ $5/BOE.

72

Long‐Term Incremental Production MBOED (net) 800

600

400

200

0 2010

2015 Canadian SAGD projects

2020

2025 APLNG

2030

2035

Qatargas 3

Long life, low decline projects with combined F&D ~$10/BOE Canadian SAGD production is net after royalty and includes all currently identified stages of development excluding Thornbury, Clyden & Saleski.

73

2010 Capital ‐ Major Growth Projects Qatargas 3

Gumusut / KBB / Malikai

Photo courtesy of Qatargas

     1 2

Investing $450 MM in 2010 First production second half 2010 ~80 MBOED net peak production Agreements in place for all LNG sales  Competitive F&D cost

    

Investing $300 MM in 2010 Multiple deepwater developments ~0.4 BBOE net discovered resource1 ~70 MBOED net peak production Project F&D = $12 ‐ $16/BOE2 

Includes proved, probable, and possible reserves and contingent resource; excludes prospective resource. $2009 real including all E&P capital.

74

2010 Capital ‐ Major Growth Projects Bohai Phase II

Bohai WHP‐B

     1 2

Investing $250 MM in 2010 60 MBOED net current production ~0.5 BBOE net discovered resource1 ~70 MBOED net peak production Project F&D = $10 ‐ $14/BOE2

Jasmine

Judy platform

    

Investing $200 MM in 2010 First production in 2012 Additional exploration upside ~35 MBOED net peak production Project F&D = $14 ‐ $18/BOE2

Includes proved, probable, and possible reserves and contingent resource; excludes prospective resource. $2009 real including all E&P capital.

75

Shah Gas Project  Large gas/condensate resource  Development plan • • •

1 BCFD gas processing plant Natural gas and liquid pipelines Sulfur exporting facilities at Ruwais Ruwais

 Joint Venture and Field Entry  Agreements signed July 2009 Shah Gas Project

 Project sanction decision in 2010

76

2009 ‐ 2014 Major Project Startups Ekofisk South Alpine West (CD5) Lookout (CD6)

Christina Lake 1 C/D Foster Creek 1 D/E

Ekofisk South Jasmine Kashagan 1

Foster Creek

Bohai Phase II El Merk

Golden Pass Eagle Ford

Faregh 2 NLNG T4‐6

Qatargas 3 North Belut Bawal South Belut Suban 3 Caltex 3

MBOED ‐ Net from 2009‐2014 startups1 500

Su Tu Den NE

400

Panyu Growth Su Tu Den NE Gumusut KBB / Malikai

APLNG

300 200 100

2010 to 2014 startups

0 2010 1

2011

2012

2013

2014

2009 startups Cuu Long Tai Bien FPSO

Production profile includes pre 2014 ramp‐up volumes associated with upstream development.

77

2015+ Major Project Startups Eldfisk II Tommeliten Alpha Tor Redevelopment Clair II

Parsons Lake Amauligak Umiak

Prudhoe WRD1 ANS Gas WNS Developments2

Foster Creek 1 F/G/H Christina Lake 1 E/F/G Narrows Lake Surmont II Surmont III+ Thornbury / Clyden / Saleski

Kashagan 2+ Kalamkas Aktote Kairan Bohai Phase III Tiber

N Gialo NC‐98 Waha Development Uge

MBOED ‐ Net from 2009‐2015+ startups 1,000

Pisagan Petai Ubah Kamunsu East Su Tu Nau Su Tu Trang Sunrise Poseidon

800 600 400

2015+ startups

200

2010 to 2014 startups

0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 1 2

2009 startups

Western Resource Development includes IPAD and Gas Partial Processing projects. Western North Slope Development includes Fiord West and Rendezvous.

78

Long‐Term Resource Outlook Exploration & BD

Reserves 8 BBOE 

Expect to convert 10 BBOE  resources over next 10 years

Resources 35 BBOE

43 BBOE Reserves

8 BBOE

Excludes LUKOIL.

79

Exploration Key Messages 

2009 Results

• Poseidon and Tiber significant discoveries • Resource additions exceeded 2009 production • Step change improvement in finding costs



Building deeper portfolio focused on material  exploration opportunities

• • • • • •

Kazakhstan, Caspian Sea N‐Block Gulf of Mexico Sales 208 & 210 Bangladesh deepwater blocks Horn River basin shale gas play acreage Poland shale gas exploration agreement China CBM agreement

Participating in discoveries and improving the portfolio  80

Progressing Giant Discoveries Tiber KC 102 #1 well

Poseidon Potential appraisal  well location

Salt

Lower Tertiary Pay Zone

~10 Miles

 Tiber appraisal well and proprietary seismic  program in 2010

 Maturing additional Lower Tertiary  opportunities

 Kronos‐1 well in progress  Poseidon‐2 well confirmed downdip limits  anticipated from first well 

• •

Continuity of thick Lower Plover C sands  Potential upside pay found in shallower  Montara section

Poseidon & Tiber appraisals in 2010 81

2010 Exploration & Appraisal Activity Alaska  Chukchi Sea: Environmental  and drilling studies

North Atlantic & Europe  UK & Norway: Central Graben HPHT  Mid‐Norway  Eastern Canada: Laurentian basin  Poland: Shale gas 

North America onshore  Horn River Basin  Eagle Ford, Bakken, Barnett

Caspian Sea  Kazakhstan: N Block

Deepwater Gulf of Mexico Lower Tertiary play focus 



South America  Peru: Maranon basin seismic

Wildcat & appraisal drilling or G&G Non‐conventional drilling or G&G Exploitation & tie‐back drilling

Africa Libya:  Waha  Nigeria: Onshore OMLs

 

Asia Pacific  Australia: Poseidon appraisal  Malaysia: Satellite tie‐backs  Indonesia: Arafura Sea & Makassar Straits  Bangladesh: Deepwater seismic  China: Bohai exploitation, Qinshui CBM

Diversified and balanced global portfolio  82

Caspian Sea – Block N Kashagan Kashagan discovery discovery



World class petroleum system



Providing drilling & subsurface  expertise to Joint Operating Company

KAZAKHSTAN

Aqtau

NBlock N Block

•

COP 24.5%

•

Mubadala 24.5%

•

Kazmunaigaz 51%



Rak More wildcat to spud 2H 2010



Nursultan wildcat in 2011



Screening other Caspian opportunities

TURKMENISTAN Baku

Caspian Sea

Giant prospects in proven petroleum system 83

Gulf of Mexico – 2010 Coronado Wildcat

Shenandoah Discovery

Salt

Coronado Prospect

3 mi



Mature, high quality Lower  Tertiary prospect near 2009  Shenandoah discovery



In area with high quality  reservoir and fluids 



Coronado well to spud 2Q 2010

• • •

COP working interest = 29% Planned total depth ~34,000 ft Water depth = 5,500 ft

Continuing to drill large wildcats in Lower Tertiary play 84

2010 Resource Play Exploration Horn River, B.C. Testing 100,000 acre  position in heart of  emerging play Montney, B.C. 170,000 acres

Eagle Ford, Texas Accelerating pace of  drilling on 240,000 acres  and expanding limits of  the play

Bakken, N. Dakota Accelerating drilling  program on >240,000  acres

Poland Testing shale gas play in  good gas market. Option  on 70% WI in 1 MM acres

Qinshui Basin, China Option for 35% WI in  >1 MM acres. Using  SIS1 drilling to unlock  potential of low perm  anthracites

Barnett, Texas Expanding footprint in  best parts of play,  currently 100,000 acres

Sichuan Basin, China Expanding into China  shale gas

Ramping up in proven resource plays – pilots in new frontier plays 1

Surface in Seam

85

Exploration Forward Path  Appraising 2009 discoveries  Continue building bigger, more  balanced portfolio of high‐impact  prospects/plays • Adding large prospects in proven 

• • •

conventional plays Expanding footprint in promising  deepwater plays Early mover positions in prospective  frontier basins Early mover in leading North American  and International resource plays

Continuing improvement in exploration performance 86

Exploration & Production Summary 

Geographically diverse portfolio with high‐ margin OECD assets



Disciplined North American exploitation that  maintains optionality



Growth portfolio of high‐margin, long‐life,  low‐decline assets



10 BBOE resources converted to reserves  over next 10 years at competitive F&D costs



High‐impact exploration delivering results

Focused on value creation and improved capital efficiency 87

2010 Analyst Meeting Jeff Sheets Senior Vice President – Planning & Strategy March 24, 2010 New York, New York

LUKOIL Equity Ownership  20% interest moving to 10% over 2 years  Market Cap of $50 B • •

Russian and London exchanges Active markets with good liquidity

 Operating Statistics1 • • •

2.2 MMBPD production 17.5 BBOE proved reserves 1.3 MMBPD refining capacity

 BBB Credit Rating  Dividend yield of 2.8%1  COP net cash investment = $6.4 B Book value of ConocoPhillips' investment in LUKOIL was $6,861 million at December 31, 2009. 1 Source: LUKOIL Company website

89

DCP Midstream Joint Venture  50 / 50 JV with Spectra Energy  10th year of operation  Leading gas gathering and processer • • •

6 Bcf/day Largest U.S. NGL producer  Located in most major gas basins

 Standalone entity • • • •

~$3 B distributions to COP over last five years  $8 B total assets COP capital employed =  capital employed growth  96

Shift in Capital Employed % of Total Capital Employed Contribution 100%

Legacy Assets

ROCE

90%

R&M

80%

L48 & Canada Gas

70%

13%

52%

63%

60% 50% 40%

7% Total ROCE

1%

30%

13% Total ROCE

26% 23%

20% 10%

1%

22%

14%

0%

2009

2012

Portfolio shift helps drive returns improvement See appendix for additional information.

97

Growth in Returns   Improve portfolio via asset  sales program

 Constrain capital / invest at 

Capital Efficiency ‐ ROCE and CROCI ROCE

25%

CROCI

20%

competitive F&D costs 15%

 Maximize asset uptime

10%

 Reduce operating costs

5%

 Modest increase in market 

0%

returns

2009

2012

2009

2012

Improved returns – improved valuation See appendix for additional information. 

98

Distributions – 2004 to 2009 Total Distributions as % of Cash From Operations 100%

Net Share Repurchase

90%

Dividends

80% 70% 60%

Peer Average = 45%

50% 40% 30% 20% 10% 0%

 COP 

 CVX 

TOT

RDS

BP

XOM

Capacity to increase distributions Source: Company filings. 

99

Distributions Price/Cash Flow vs. Cash Distribution 2010E vs. 2004‐2009 8

will improve trading  multiples

R2 = 0.66

XOM

 Distributions moving from 

7

Price/CF

 Increased cash distributions 

25% toward 40%

6

CVX RDS TOT

5

BP

COP 4 20%

30%

40%

50%

60%

70%

% of CFOA Distributed Source: Company filings. 

100

Decisive Actions to Increase Value

 Sell assets and reduce debt  Increase ROCE / CROCI  10 BBOE resources to reserves in 10 years  Grow production/share 3% per year  Increase distributions Closing the Valuation Gap 101

2010 Analyst Meeting March 24, 2010 New York, New York

2010 Analyst Meeting Appendix March 24, 2010 New York, New York

Definitions RESOURCE The company uses the term “resources” in this presentation.  The company has estimated its total resources based on a system developed  by the Society of Petroleum Engineers.  The system classifies recoverable hydrocarbons into six categories based on their status at the time  of reporting – three deemed commercial and three deemed noncommercial.  Within the commercial classification are proved reserves and  two categories of unproved – probable and possible.  The noncommercial categories are also referred to as contingent resources.  The  resource estimate encompasses volumes associated with all six categories.   SWEET CRUDE Sulfur content less than or equal to 0.54 wt. %.   MEDIUM SOUR CRUDE API gravity between 24 and 30 degrees and sulfur content greater than 2.0 weight percent.   HEAVY SOUR CRUDE API gravity less than 24 degrees and sulfur content greater than 0.54 weight percent or API gravity less than 30 degrees and sulfur content  greater than 2.0 weight percent. CAPITAL PROGRAM Capital Program includes capital expenditures and investments, loans to affiliates, and obligations to fund the upstream business venture  with Cenovus. CAUTIONARY NOTE TO U.S. INVESTORS Cautionary Note to U.S. Investors – The U.S. Securities and Exchange Commission permits oil and gas companies, in their filings with the  SEC, to disclose only proved, probable and possible reserves. We use the term "resource" in this presentation that the SEC’s guidelines  prohibit us from including in filings with the SEC.  U.S. investors are urged to consider closely the oil and gas disclosures in our Form 10‐K for  the year ended December 31, 2009, File No. 001‐32395, available from the company at 600 N. Dairy Ashford, Houston, Texas 77079, and  the company’s web site.

104

2010 Sensitivities $MM $1/BBL Crude Worldwide E&P  Worldwide R&M (fixed & other co‐products) (fixed & other co‐products) Net Crude Impact

150 (20) 130

$1/MMBtu Natural Gas Worldwide E&P Worldwide R&M (utilities) (utilities) Net Gas Impact

600 (100) 500

$1/BBL Gulf Coast Crack Refining Margins (95% utilization) (95% utilization)

500

1¢/Gal U.S. Wholesale Marketing Margin

80

$1/BBL WTI / Maya Differential – U.S. Refining 

70

1% Interest Rate  (~$5.3 B Floating Rate Debt) (~$5.3 B Floating Rate Debt)

20

$0.01

Sensitivities show annual earnings impact excluding LUKOIL.

105

2010 Other Drivers

Selected Items Estimates

Pre‐Tax Expense Estimates

 Corporate:  $1.2 B (after‐tax)

 Turnaround costs:  $0.5 B 

 Pension funding: $0.7 B

 Exploration expenses1:  $1.3 B

• •

1 

US:    $0.5 B

 DD&A:  $9.2 B

Int’l:  $0.2 B

Includes dry hole and lease impairment costs

106

COP Non‐GAAP Reconciliations Consolidated COP Earnings (loss) Less: Goodwill impairment LUKOIL investment impairment Impairments - other Net gain on asset sales/share issuance Severance accruals Adjusted earnings

1

GAAP E&P Net Income - $MM GAAP E&P Net Income - $ / BOE non-core earnings impacts - $MM gains and (losses) on asset dispositions asset impairments tax legislation / regulatory / other E&P Income - $ / BOE E&P DD&A - $ / BOE E&P Cash Contribution - $ / BOE

1 

2008 $ (16,998)

2009 4,858

25,443 7,410 1,292 (814) 99 $ 16,432

729 (175) (40) 5,372

2008

2009

(13,479) (20.58)

590 (26,070) (71) 18.43 12.26 30.69

3,604 5.33

55 (613) (6) 6.16 12.32 18.48

Attributable to ConocoPhillips

107

COP Non‐GAAP Reconciliations 2005 1

GAAP R&M U.S. Net Income - $MM GAAP R&M U.S. Net Income - $ / BBL non-core earnings impacts - $MM gains and (losses) on asset dispositions asset impairments tax legislation / regulatory / other R&M U.S. Income - $ / BBL

3,329 3.31

(77) 3.38

2006 3,915 3.95

2007 4,615 4.96

(227) 34 4.13

16 (12) 4.93

2008 1,540 1.76

2009 (192) (0.22)

121 (370) (23)

32 (116) (52)

2.07

(0.13)

2009 11,094 16.40

3-Year 2007-2009 48,298 24.21

5-Year 2005-2009 77,402 23.61

excluded GAAP items - $MM non-cash working capital 2 non-working capital adjustments

(1,553) 142

(772) 708

(497) 1,827

E&P Cash Contribution - $ / BOE

18.48

GAAP E&P CFOA - $MM GAAP E&P CFOA - $ / BOE

1 2

23.99

23.05

Attributable to ConocoPhillips Includes items such as deferred tax, accretion on discounted liabilities, and undistributed equity earnings.

108

COP Non‐GAAP Reconciliations Consolidated COP GAAP ROCE non-core earnings impacts - $MM gains and (losses) on asset dispositions asset impairments tax legislation / regulatory / other ROCE

2009 7% 87 (729) 26 7%

Consolidated COP 2009 GAAP CFOA GAAP cash interest payments GAAP CROCI Adjustments Difference between EBIDA and GAAP CFOA + cash interest Non-core earnings impacts CROCI

12,479 998 15%

1,605 616 18%

* Includes items such as deferred tax, accretion on discounted liabilities, and undistributed equity earnings.

109

Major Projects Start‐ Up

WI%

Gross Peak  Production  MBOED

Current Project  Phase

Golden Pass

12

‐

Construction

Eagle Ford

95

TBD1

Appraise

Canada

Christina Lake C

50

402

Execute

Qatar

Qatargas 3

30

260

Execute

Libya

Faregh 2

16

40

Execute

West Africa

NLNG Trains 4/5 Gas Supply

20

25

Execute

China

Bohai Bay Phase II

49

170

Execute/Operate

Vietnam

Su Tu Den NE

23

30

Execute

Region

Significant Project  (start date)

Lower 48

2010‐ 2011

COP operated 1 2

To be defined Represents operator's forecasted production capacity and SOR.

110

Major Projects Start‐ Up

Region

WI%

Gross Peak  Production  MBOED

Current Project  Phase

Tiber 

18

TBD1

Appraise

Foster Creek  F/G/H 

50

902

Optimize

Christina Lake  D

50

402

Execute

Christina Lake  E/F/G

50

1202

Optimize

Narrows Lake  A/B

50

802

Appraise

Surmont II

50

90

Execute

Surmont III+

50

TBD1

Appraise

Thornbury

100

TBD1

Appraise

Clyden

100

TBD1

Appraise

Saleski

100

TBD1

Appraise

Umiak

40

30 – 40

Appraise

Parsons Lake

75

50 – 60

Optimize

Amauligak

52

190 – 230

Appraise

Significant Project (start date)

Lower 48

2012+

Canada

COP operated 1 2

To be defined Represents operator's forecasted production capacity and SOR

111

Major Projects Start‐ Up

Region

WI%

Gross Peak  Production  MBOED

Current Project  Phase

Prudhoe WRD1

36

20 – 25

Define

ANS Gas

36

600 – 700

Appraise

WNS Developments2

78

35 – 40

Define

Kuparuk Viscous Oil3 

56

20 – 30

Appraise

Jasmine

37

80 – 90

Define

Clair Ridge

24

80 – 100

Optimize

Ekofisk South

35

50 – 60

Optimize

Eldfisk II 

35

60 – 70

Optimize

Tor Redevelopment

31

30 – 50

Appraise

Tommeliten

28

50 – 70

Appraise

Significant Project (start date)

Alaska

2012+

United Kingdom

Norway

COP operated 1

Includes IPAD and Gas Partial Processing projects Includes Alpine West, Lookout, Fiord West, Rendezvous and SPARK (conventional gas). 3 Includes North East West Sak & Ugnu 2

112

Major Projects Start‐ Up

WI%

Gross Peak  Production  MBOED

Current Project  Phase

Kashagan 1

8

4501

Execute

Kashagan 2

8

10501

Optimize

Kalamkas

8

70 – 90

Appraise

Aktote

8

70 – 90

Appraise

Kairan

8

60 – 80

Appraise

Algeria

El Merk (EMK)

17

60

Execute

Abu Dhabi

Shah Gas Project

40

TBD2

Define

North Gialo

16

80 – 120

Appraise

NC98

16

60 – 100

Appraise

Further Waha Development

16

80 – 120

Appraise

NLNG Train 6 Gas Supply

20

40 – 60

Appraise

Uge

20

100 – 120

Appraise

Bohai Phase III

49

20 – 30

Appraise

Panyu Growth

25

30 – 40

Optimize

Region

Russia / Caspian

2012+ Libya

Significant Project (start date)

West Africa

China

COP operated 1 2

Represents operator’s forecasted plant capacity To be defined

113

Major Projects Start‐ Up

Region

Malaysia

2012+

Indonesia

Vietnam

Australia

WI%

Gross Peak  Production  MBOED

Current Project  Phase

Gumusut

33

140

Execute

Kebabangan

301

130 – 140

Define

Malikai

35

60 – 70

Define

Ubah

35

30 – 50

Appraise

Petai ‐ Pisagan

35

30 – 50

Appraise

Kamunsu East

30

60 – 80

Appraise

Suban 3

54

20 – 30

Appraise

Caltex 3 Development

54

20 – 30

Define

Bawal

40

10 – 20

Define

South Belut

40

20 – 30

Appraise

Su Tu Trang

23

30 – 50

Appraise

Su Tu Nau

23

20 – 30

Appraise

APLNG

502

280 – 3703

Define

Sunrise

30

150 – 190

Appraise

Poseidon

60

TBD4

Appraise

Significant Project (start date)

COP operated 1 Jointly operated 2 COP to operate the downstream LNG development; Origin to operate upstream development. 3 Including third party gas sales 4 

To be defined

114