由UGI公司根据1933年“证券法”第425条和1934年“证券交易法”第14a-12条提交，主题公司：Amerigas Partners，L.P.Commission文件号001-13692日期：5月21日，2019年UGI公司根据1933年证券法第425条提交并被视为根据1934年“证券交易法”第14a-12条提交主题公司：Amerigas Partners，L.P.Commission文件号001-13692日期：2019年5月21日

关于此演示文稿，本演示文稿包含某些前瞻性 陈述，管理层认为这些陈述仅在今天才是合理的。实际结果可能因难以预测的风险和不确定因素而大不相同，其中许多风险和不确定性超出了管理层的控制范围。 请阅读UGI截止2018年9月30日财政年度的10-K表格年度报告和截至2019年3月31日的三个月的10-Q表格季度报告，了解可能影响结果的更广泛因素列表。其中包括恶劣的天气条件、成本波动和所有能源产品(包括丙烷、天然气、电力和燃料油)的可得性、更多的客户保护措施、未决和未来法律诉讼的影响、 继续分析最近的税收立法、未投保索赔和超出保险范围的索赔的赔偿责任，UGI美国和国外的国内和国际政治、监管和经济条件， 包括当前中东的冲突，以及外币2公司汇率波动(特别是欧元)、Marcellus页岩天然气生产的开发时机、我们 收购的可得性、时机和成功，扩展业务的商业计划和投资、我们成功整合收购业务和实现预期协同效应的能力、中断、故障或破坏我们的信息 技术系统，包括由于网络攻击、未能实现Amerigas合并交易(如本文所述)的预期效益，在与Amerigas合并交易相关的问题上可能会占用管理时间，不能获得完成Amerigas合并交易所需的批准的风险，Amerigas的业绩，以及政府 主管部门或股东诉讼可能需要进行的任何审查、调查或其他诉讼。UGI没有义务发布对其前瞻性陈述的修订，以反映今天之后发生的事件或情况。此外，本演示文稿使用某些非GAAP财务 指标。请参阅附录，将这些计量与最具可比性的公认会计原则财务计量进行核对。关于本演示文稿，本演示文稿包含某些前瞻性陈述，管理层认为这些陈述仅在今天的日期 是合理的。实际结果可能因难以预测的风险和不确定因素而大不相同，其中许多风险和不确定性超出了管理层的控制范围。您应该阅读UGI的10-K表格年度报告 截止2018年9月30日的会计年度, 该公司还发布了截至2019年3月31日的三个月的10-Q季度报告，其中列出了可能影响业绩的更多因素。其中包括恶劣的天气条件、成本波动和所有能源产品(包括丙烷、天然气、电力和燃料油)的可得性、更多的客户保护措施、未决和未来法律诉讼的影响、对最近税收立法的持续分析、未投保索赔和超出保险范围的索赔的赔偿责任，UGI美国和外国的国内和国际政治、监管和经济状况，包括目前中东的冲突和 外币2公司的汇率波动(特别是欧元)、Marcellus页岩天然气生产的开发时机、我们收购的可得性、时机和成功，旨在发展业务的商业计划和投资 我们成功整合已收购业务并实现预期协同效应的能力、我们信息技术系统的中断、故障或破坏(包括由于网络攻击导致的中断、故障或破坏)， 未能实现Amerigas合并交易(如本文所定义)的预期效益、在与Amerigas合并交易有关的问题上可能占用的管理时间、未获得完成Amerigas合并交易所需的批准的风险、Amerigas的业绩以及可能需要进行的任何审查，政府当局或股东诉讼的调查或其他诉讼。UGI不承担任何义务 发布对其前瞻性陈述的修订，以反映今天之后发生的事件或情况。此外，本演示文稿使用某些非公认会计原则的财务计量方法。请参见附录，了解这些指标与 最具可比性的公认会计原则财务指标的对账情况。

在本演示文稿中，管理层使用某些 非GAAP财务指标，包括UGI公司调整后的每股收益、UGI公司自由现金流、中游及营销总利润率、UGI国际总利润率以及UGI法国和美国燃气部门利润率。这些财务 措施不符合“公认会计原则”，也不是“公认会计原则”的替代措施，应视为对可比“公认会计原则”措施的补充，而不是替代。管理层认为，这些非公认会计原则财务指标的列报为投资者提供了有用的信息，以更有效地评估本公司业务的当期收益、盈利能力和现金流量。根据公认会计原则计算和列报的这些非GAAP 3公司财务计量与最 直接可比财务计量的对账情况载于本演示文稿的附录。在本演示文稿中，管理层使用某些非GAAP财务指标，包括UGI公司调整后的每股收益、UGI公司的自由现金流、中游及营销总利润率、UGI国际公司的总利润率以及UGI法国公司和美国燃气公司的单位利润率。这些财务措施不符合公认会计原则或 替代一般公认会计原则，应视为对可比公认会计原则措施的补充，而不是替代。管理层认为，这些非公认会计原则财务指标的提出为投资者提供了有用的信息，使他们能够更有效地评估本公司业务的当期收益、盈利能力和现金流量。根据公认会计原则计算和列报的这些非公认会计原则3公司财务计量与最直接可比财务计量 的对账情况载于本列报的附录。

法律免责声明本演示文稿仅供 参考，并不构成根据建议的交易或其他方式出售或征求购买任何证券的要约，也不应在 要约所在的任何司法管辖区内进行任何证券销售，在根据任何此类司法管辖区的证券法进行登记或取得资格之前，招揽或出售将是非法的。除通过符合经修订的1933年“证券法”第10条 规定的招股说明书外，不得提出任何证券要约。UGI Corporation和Amerigas Partners，L.P.(如适用)于5月6日在S-4表 上向美国证券交易委员会提交了一份登记声明，其中包括一份委托书/招股说明书，以及包括附表13E-3在内的其他相关文件，2019年此外，UGI Corporation和Amerigas Partners，L.P.各自于2019年4月2日向美国证券交易委员会提交了一份采用 8-K格式的最新报告，其中除其他外，载有合并协议和支持协议的副本。本演示文稿不能替代合并协议、代理声明/招股说明书、附表13E-3或UGI Corporation或Amerigas Partners，L.P.可能就交易向SEC提交的任何其他文件。在做出任何UGI 4投票决定或选举之前，建议Amerigas的证券持有人仔细阅读合并协议、公司 代理声明/招股说明书(包括对其的所有修正和补充)、附表13E-3以及与交易相关的向SEC提交的任何其他文件，当它们变为可用时，因为它们将包含有关交易、交易各方以及与交易相关的风险的重要 信息。一份确定的委托书/招股说明书将在特别会议期间发送给Amerigas Partners，L.P.单位持有人。 投资者和证券持有人可免费获得一份委托书/招股说明书(如果有)、附表13E-3(如果有)以及UGI公司或Amerigas Partners提交的其他相关文件。L.P.与证券交易委员会从 证券交易委员会的网站www.sec.gov。证券持有人和其他相关方也可以免费从 www.ugicorp.com“投资者关系”选项卡和“SEC文件”标题下获取代理声明/招股说明书、附表13E-3和其他相关文件(如有)的副本。参加招标的UGI公司，Amerigas Partners，L.P.，Amerigas Pro窗格，Inc.以及他们各自的 董事, 执行干事和管理层的某些其他成员可被视为在交易中向其各自的担保持有人征求代理人的参与者。有关这些人的信息载于UGI公司有关其2019年度股东大会的委托书(2018年12月20日提交给美国证券交易委员会)和Amerigas Partners，L.P.截止到2018年9月30日的会计年度10-K表格的年度报告中。该报告于2018年11月20日提交给美国证券交易委员会(SEC)，随后向美国证券交易委员会提交了有关实益所有权变化的声明。证券持有人和投资者可以通过阅读联合委托书/招股说明书和其他有关交易的文件，获得有关 该等人的利益的补充信息，这些信息可能与各自公司的证券持有人的利益一般不同。本演示文稿仅供参考，并不构成根据建议的交易或其他方式出售或征求购买任何证券的要约， 在任何司法管辖区内也不得出售任何证券，在根据任何此类司法管辖区的证券法进行登记或取得资格之前，招揽或出售将是非法的。除通过符合经修订的1933年“证券法”第10条要求的招股说明书外，任何证券要约均不得作出 。UGI Corporation和Amerigas Partners，L.P.(如适用)在S-4表格上提交了一份登记声明，包括委托书/招股说明书，以及其他相关文件，包括附表13E-3，并于5月6日向美国证券交易委员会提交了一份登记声明，其中包括一份附表13E-3。2019年此外，UGI Corporation和Amerigas Partners，L.P.各自于2019年4月2日向美国证券交易委员会提交了一份8-K表格的最新报告，其中除其他外，载有合并协议和支持协议的副本。本演示文稿不能替代合并协议、 代理声明/招股说明书、附表13E-3或UGI Corporation或Amerigas Partners，L.P.可能就交易向SEC提交的任何其他文件。在做出任何UGI 4投票决定或选举之前，建议 Amerigas的证券持有人仔细阅读合并协议、公司代理声明/招股说明书(包括对其的所有修正和补充)、附表13E-3以及与 交易相关的向SEC提交的任何其他文件，当它们变为可用时，因为它们将包含有关事务的重要信息。, 交易各方及与交易相关的风险。一份明确的委托书/招股说明书将在特别会议期间发送给 Amerigas Partners，L.P.Unitholders。投资者和证券持有人可从美国证券交易委员会网站(www.sec.gov)免费获取UGI Corporation或Amerigas Partners，L.P.提交给美国证券交易委员会的委托书/招股说明书(如果有)、附表13E-3(如果有)和其他相关文件 的副本。证券持有人和其他相关方还可以免费从www.ugicorp.com的“投资者关系”选项卡和“SEC文件”标题下获取代理声明/招股说明书、 附表13E-3和其他相关文件(如有)的副本。参加招标的UGI公司，Amerigas Partners，L.P.，Amerigas Pro窗格，Inc.且其各自的董事、执行主管和某些其他管理层成员均可被视为参与向其各自的证券持有人征集与交易有关的代理( )。有关这些人的信息载于UGI公司有关其2019年度股东大会的委托书(2018年12月20日提交给美国证券交易委员会)和Amerigas Partners( L.P.的截至2018年9月30日财政年度的10-K表格年度报告)。该报告于2018年11月20日提交给美国证券交易委员会(SEC)，随后向美国证券交易委员会提交了有关实益所有权变化的声明。证券持有人和 投资者可通过阅读联合委托书/招股说明书和其他与交易相关的 文件，获得有关这些人的利益的其他信息，这些信息可能与相关公司的证券持有人的信息一般不同，这些文件将提交给美国证券交易委员会(SEC)。

公司概况UGI公司是一个经销商和销售商的能源 产品和服务，包括天然气，丙烷，丁烷，和电力天然气，全球液化石油气UGI 5公司中游和公用事业UGI美国天然气营销天然气和国际丙烷能源营销，电力公司LPG 分销LPG中游，并在所有50个州的17个国家的约70万服务。发电总客户EnergyMaster Limited在美国4个合作伙伴国家的东部营销33%17%31%19%2019上半年 2019年上半年1调整后的EPS 1 1 1调整后的EPS 1调整后的EPS 1是一项非GAAP指标。不包括公司和其他(0.05)美元。有关调节，请参阅附录。公司概况 UGI公司是一家能源产品和服务的分销商和销售商，包括天然气、丙烷、丁烷和电力天然气，全球液化石油气UGI 5公司，中游和公用事业UGI美国天然气营销和 国际丙烷能源营销，电力公用事业LPG分销中游，并在所有50个州的17个国家和地区为大约70万人服务。发电总客户EnergyMaster Limited在4个 合作伙伴美国国家/地区的东部市场份额33%17%31%19%2019年上半年，1调整后的每股收益1，1调整后的每股收益1调整后的每股收益是一项非公认会计原则的措施。不包括公司和其他 $(0.05)。有关调节，请参阅附录。

令人信服的价值主张最高的10年自由现金流量的百分比 EBITDA在标准普尔公用事业指数承诺13-18财年中，多家公用事业公司的实际强劲业绩记录纪律1调整每股收益资本部署和满足我们的6-10%11.2%UGI 6公司承诺 股息4%6.8%的强劲和不断增长的天然气需求ü公用事业费率基础和客户增长üMarcellus为基础的基础设施，明确道路增长ü国民账户和圆柱体交易所ü目标的M&AüLNG 和能源营销扩展ü扩大在欧洲的活动(1)调整每股收益是一个非公认会计原则的措施。有关对齐，请参见附录。令人信服的价值主张在标普公用事业指数承诺13-18财年中，作为EBITDA的最高10年期自由现金流占EBITDA的百分比 代多家公用事业公司遵守1调整后每股收益资本部署和满足我们6-10%11.2%的UGI 6公司承诺股息4%6.8的实际强劲跟踪记录%üstrong和 不断增长的天然气需求ü公用事业费率基础和基于客户增长üMarcellus的基础设施为Growthü国民账户和圆柱交易所目标明确的并购液化天然气和能源营销拓展欧洲业务开辟了道路：(1)调整后的每股收益是一种非公认会计原则的衡量标准。有关对齐，请参见附录。

核心战略原则分销和服务业务，营销 容量背靠背对冲，LPG客户数量对冲作为最小商品暴露服务提供扩大到能源营销在欧洲，确立了核心业务便携式LNG的推动边界，进入意大利市场液化石油气市场UGI 7 公司杰出的现金流，在企业层面上没有债务，保持强劲的资产负债表额外的债务能力基于收费的利润增长，美国天然气钢瓶交易所是反季节的，国民账户减少对天气的依赖 时间对天气的依赖，增加公用事业固定费用在基础利率的情况下利用分层，为期三年的外汇套期保值计划旨在减少由货币波动引起的P&L汇率波动“高峰和低谷” 核心战略原则分销和服务业务、市场销量背靠背对冲、LPG客户数量对冲作为最小商品风险暴露服务在欧洲扩展到能源营销，确立了 核心业务便携式LNG的推动边界，进入意大利市场液化石油气市场UGI 7公司现金流突出，无企业负债，保持强劲的资产负债表新增债务能力，不断增长的收费利润率，Amerigas Cylinder Exchange是 反季节的，国民账户随着时间的推移减少对天气的依赖，增加公用事业固定费用在基础费率的情况下采用分层，为期三年的外汇套期保值计划，以减低因货币波动而导致的损益汇率波动“峰谷”。

Amerigas合并交易摘要·UGI公司(纽约证券交易所市场代码：UGI)已执行一项最终协议，收购Amerigas Partners，L.P.的6，920万个共同单位。纽约证券交易所股票代码：APU)尚未由美国燃气公司拥有，总交易价值约为46亿美元·美国燃气公司单位持有人将获得美国燃气公司0.500股 股份，加上美国燃气公司每个普通单位7.63美元的现金·这意味着与美国燃气公司30天的交易量加权均价相比有21.9%的溢价，与4月1日相比有13.5%的溢价。2019年收盘价·允许UGI将股息增加25%；下一季度股息增加15%，交易结束后UGI增加10%·Amerigas的所有现有债务将在截止2时仍未偿还·交易结果在 的基础上对UGI大幅上升，并对APU通用单位持有人征税·5月6日向美国证券交易委员会提交了S-4注册声明，2019·交易预计在19财年第四季度完成·交易已获得UGI董事会和Amerigas 普通合伙人(“普通合伙人”)以及普通合伙人审计委员会的批准，仅由独立董事组成·需要获得大多数Amerigas未完成的公共部门的批准1 请参阅附录有关交易价值的组成部分2已支付的税款将根据个别通用单位的税收属性而有所不同·UGI公司(纽约证券交易所市场代码：UGI)已执行一项最终协议， 收购Amerigas Partners的6，920万个公共单位，L.P.纽约证券交易所股票代码：APU)尚未由美国燃气公司拥有，总交易价值约为146亿美元·美国燃气公司单位持有人将获得0.500股美国燃气公司股票，外加7.63美元现金(以 美元计)，这意味着美国燃气公司每个普通单位比美国煤气公司的30天交易量加权均价高出21.9%，比4月1日高出13.5%，而美国燃气公司的每一个普通单位将获得21.9%的溢价，比4月1日的成交量加权平均价格高出21.9%，比4月1日高出13.5%。2019年收盘价·允许UGI将股息提高25%；下一个 季度股息增加15%，交易结束后剩余的10%UGI完成交易8 Corporation·Amerigas的所有现有债务将在截止2时仍未偿还·交易结果在UGI的基础上大幅上升，并应向 APU通用单位机持有人征税·5月6日向美国证券交易委员会提交了S-4注册声明，2019·交易预计在19财年第四季度完成·交易已获得UGI董事会和Amerigas普通合伙人( “普通合伙人”)以及普通合伙人审计委员会的批准，仅由独立董事组成·需要获得大多数Amerigas公司未完成的共同单位的批准1交易价值的 部分请参阅附录2所缴纳的税款将根据个人共同单位的税收属性而有所不同

Amerigas合并交易的优势·强大的业务与 异常的现金流·预计将增加可用于增长投资和股息的现金·UGI每年额外增加2亿美元的自由现金流·整个业务范围内的资金增长机会 ·降低MLP的管理和结构复杂性·解决Amerigas的分销覆盖挑战·预计将是增值的对UGI来说，从20财年开始，Amerigas合并交易的好处·强大的 业务与特殊的现金流·预计将增加可用于增长投资和股息的现金·UGI每年额外的自由现金流超过2亿美元·整个业务的资金增长机会·9 公司·降低MLP管理和结构的复杂性·解决Amerigas的分销覆盖范围的挑战·预计将从2012财年开始增加UGI

行业同行间最强的现金流(1)10年自由现金流/10年 EBITDA S&P实用程序指数-多重用途18%15%11%8%7%UGI 102%Corporation-1%-11%-20%-22%-32%UGI对等1对等23对等4对等5对等6对等7对等8对等9对等10(1)UGI无现金流量=操作 无资本支出和Amerigas合作伙伴公开持有的单位分配较少的现金。自由现金流量是一种非公认会计原则的计量方法。请参阅附录进行核对。行业同行间最强的现金流(1)10年自由现金流/10年 EBITDA S&P实用程序指数-多重用途18%15%11%8%7%UGI 102%Corporation-1%-11%-20%-22%-32%UGI对等1对等23对等4对等5对等6对等7对等8对等9对等10(1)UGI无现金流量=操作 无资本支出和Amerigas合作伙伴公开持有的单位分配较少的现金。自由现金流量是一种非公认会计原则的计量方法。请参阅附录进行核对。

Meeting our Commitments – EPS Growth $3.00 12.1% Adjusted EPS CAGR Above 6-10% Long Term Target $2.60 $2.74 $2.50 $2.40 $2.29 $2.00 $2.05 $2.02 $2.01 UGI 11 CORPORATION $1.50 $1.61 $1.57 $1.46 $1.41 $1.33 $1.26 $1.25 $1.18 $1.00 $1.10 $0.77 $0.76 $0.50 $0.60 $0.47 $0.36 $0.30 $0.28 $0.00 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019E Earnings per share (EPS) for 1998 – 2009 represents GAAP EPS, adjusted for stock splits. 2010-2018 EPS represents Adjusted EPS which is a non-GAAP measure. Please see appendix for reconciliation. Annual Earnings per Share Meeting our Commitments – EPS Growth $3.00 12.1% Adjusted EPS CAGR Above 6-10% Long Term Target $2.60 $2.74 $2.50 $2.40 $2.29 $2.00 $2.05 $2.02 $2.01 UGI 11 CORPORATION $1.50 $1.61 $1.57 $1.46 $1.41 $1.33 $1.26 $1.25 $1.18 $1.00 $1.10 $0.77 $0.76 $0.50 $0.60 $0.47 $0.36 $0.30 $0.28 $0.00 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019E Earnings per share (EPS) for 1998 – 2009 represents GAAP EPS, adjusted for stock splits. 2010-2018 EPS represents Adjusted EPS which is a non-GAAP measure. Please see appendix for reconciliation. Annual Earnings per Share

UGI将股息增加25%·两部分增加·$0.04 下一季度股息增加·$0.025在交易完成后额外增加$1.407.1%CAGR 2$1.30高于4%长期目标$1.20$1.00$1.04$1.00UGI$0。95 12公司$0.91$0.87$0.80$0.75$0.72$0.69$0.67$0.60$0.53$0.51$0.49$0.47$0.40$0.45$0.42$0.38$0.37$0.36$0.34$0.33$0.20$0.00 1999 2000 2001 2002 2003 2005 2006 2007 2008 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2019红圈表示股息增长超过每股10%1 股息，按股票分割调整。2应在20财政年度支付。按计划于19财年按年率增加25%股息，连同APU交易1股息增加25%·下一季度股息增加两部分· $0.04至下一季度股息增加0.025美元交易结束后额外增加$1.40 7.1%CAGR 2$1.30超过4%的持股量条款目标$1.20$1.00$1.04$1.00 UGI$0.95 12 Corporation$0.91$0.87$0.80$0.75$0.72$0.69$0.67 $0.60$0.53$0.51$0.49$0.47$0.40$0.45$0.42$0。38$0.37$0.36$0.34$0.33$0.20$0.00 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2008 2008 2009 2011 2012 2013 2014 2015 2017 2019红圈表示股息高于每股10%的股息1 按股票分割调整。2应在20财政年度支付。计划于19财年按年率增加25%股息，连同APU交易1每股股息

卓越业绩由Cadence of Discipline Investments 3450 Manning LNG Project总股东回报CAGR(截至3/31/19)Sunbury管道项目2950 1年5年10年Finagaz收购近UGI Corp 26.8%17.7%16.5%18.5%在法国2450 Union Dale S&P将交易量翻了一番500 8.8%10.8%15.9% 6.0%管道项目标准普尔500公用事业17.7%10.5%12.7%宾夕法尼亚东部管道1950年宣布标准普尔400中型4.3%8.7%16.5%Auburn IIUGI 13公司项目遗产收购1450 1 BCF扩建天普LNG收购天然气 公用事业Auburn I项目收购TXU运营被PPL收购公用事业公司的NE天然气950 PG营销能源运营进入法国哥伦比亚丙烷450进入欧洲收购开始圆柱体交易所-50 UGI标准普尔500 总回报%优于业绩由Cadence驱动纪律投资3450曼宁液化天然气项目总股东回报CAGR(截至3/31/19)Sunbury管道项目2950 1年5年10年Finagaz收购近UGI公司26.8%17.7%16.5%18.5%法国2450联合戴尔标准普尔500指数成倍增长8.8%10.8%15.9%6.0%管道项目标准普尔500公用事业公司17.7%10.5%12.7%7.5%宾夕法尼亚东部管道1950年宣布标准普尔400 Midcap 4.3%8.7%16.5%Auburn II UGI 13 Corporation项目遗产收购1450 1 BCF扩建天普液化天然气公司收购天然气公用事业Auburn I项目收购TXU运营PPL收购公用事业公司的NE天然气950 PG营销能源业务进入法国 哥伦比亚丙烷450进入欧洲收购开始圆柱交易所-50 UGI标准普尔500总回报%

现金引擎推动未来每股收益和股息增长$1.1-14亿美元UGI 基础业务运营和股票与监管62%丙烷Amerigas交易回购38%NAT天然气收益增长提高自由现金流量超过2亿美元UGI 14公司投资资本和并购$1.5亿-2亿美元支出，而UGI $15，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000融资收益增长并购&其他6%-10%的每股收益增长和4%的股息增长都是多年平均目标。现金引擎推动未来每股收益和股息增长$1.1-14亿美元UGI 基础业务运营和股票与监管62%丙烷Amerigas交易回购38%NAT天然气收益增长提高自由现金流量超过2亿美元UGI 14公司投资资本和并购$1.5亿-2亿美元支出，而UGI $15，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000融资收益增长并购&其他6%-10%的每股收益增长和4%的股息增长都是多年平均目标。

记录资本部署资本支出：2018-2022年资本支出：2013-2017年37亿美元UGI 15公司30%36%64%70%天然气液化石油气天然气LPGRecord资本部署资本支出预计20财政年度资本支出将增加到约9亿美元 资本支出：2018-2022年资本支出：2013-2017年37亿美元26亿美元UGI 15公司30%36%64%70%天然气液化石油气

下半年更新UGI 19财年指南1·调整后的EPS$2.40-2.60美元 ·与往年相比的改进·运营支出管理·新增中流资产带来的额外利润·UGI International上季度实施的LPG价格上涨带来的已实现利润· UGI公用事业公司的税收影响，2018年第三季度收入减少2270万美元不是2019年的因素·UGI仍有能力实现6%-10%的EPS增长UGI$2.60 16 Corporation$0.02-$0.07$2.45-$2.52$2.50$0.09$2.40$0.10$2.30$2。24 $2.20$2.10$2.00$1.90$1.80$1.70$1.60 YTD 2019三年历史平均值2018年第三季度对额外净收入的税收影响2019财年(第三季度和第四季度)公用事业机会1调整后的每股收益是一种非公认会计原则的衡量标准。 下半年更新UGI 19财年指南1·调整后的每股收益2.40美元-2.60美元·与前几年相比有所改进·运营支出管理·新增中流资产带来的额外利润·上季度UGI国际公司实施的液化石油气价格上涨带来的已实现利润 ·UGI公用事业公司的税收影响，2018年第三季度收入减少2，270万美元不是2019年的一个因素·UGI仍有能力实现6%-10%的EPS增长UGI$2.60 16$0.02-$0.07$2.45-$2.52$2.50$0.09$2.40$0.10$2。30$2.24$2.20$2.10$2.00$1.90$1.80$1.70$1.60 YTD 2019三年历史平均值2018年第三季度(Q3和Q4)额外净收入对公用事业机会的影响1 调整后的EPS是一种非GAAP指标。请参阅附录进行核对。

UGI公用事业业务概述受监管的天然气和电力公用事业最 当代服务于宾夕法尼亚州700，000客户18个公用事业服务区域和2个最大的天然气公用事业位于天然气公用事业1 UGI公用事业(天然气，约642，000客户)宾州Marcellus 页岩电力公用事业服务于67个生产区中的44个UGI电气(电力，1基于总客户UGI公用事业业务概述监管天然气和电力公用事业在宾夕法尼亚州 系统最当代的服务客户 系统18公用事业服务领土和2最大的天然气公用事业1 UGI公用事业(天然气，~642，000客户)宾夕法尼亚州Marcellus页岩电力公用事业服务的67 生产区UGI电力44(电力，~62，000个客户)县1，基于总客户

UGI公用事业Marcellus优势·超过90%的UGI公用事业天然气来自Marcellus页岩·Marcellus天然气价格高于NYMEX 29%的价格·在18财政年度·对天然气(转换、发电等)的强劲需求·19个公用事业·有利于经济 开发天然气·对客户有重要价值·2018年我们的客户支付的Marcellus页岩面积比2008年少约615 MM美元·2018年与 供热石油客户相比，普通住宅客户节省了~1，000美元·UGI公用事业公司Marcellus Advantage·UGI公用事业公司90%以上的天然气来源于Marcellus页岩·Marcellus天然气，在18财年期间价格比NYMEX低29%以上·对天然气的强劲需求(转换，发电等)19个公用设施·经济发展的有利环境·天然气为客户带来巨大价值·我们的客户在2018年支付的Marcellus页岩面积比2008年减少约615 MM美元·2018年与取暖油客户相比，平均居民客户节省了约1，000美元。

UGI公用事业公司Marcellus天然气推动PA天然气交付给PA电力客户600，000，1，400，000，1，200，000，20实用程序1，000，000，800，000，600，000，200，000，100，000，100，000，100，000，0来源：能源信息管理局MMcf UGI公用事业公司Marcellus天然气推动PA天然气业务增长，已交付给PA电力客户600，000，400，000，200，000，200，000，200，000，100，000，100，000，0，0巴勒斯坦权力机构电力客户600，000，1，400，000，1，200，500，500，20公用事业1，000，000，800，000，300，000，600，000，200，000，200，000 100，000，200，0来源：能源信息管理局

UGI公用事业资本投资推动Rate Base Growth Capital Investment 基准增长$450$3.0$380-$420/年$400$350$300$2.0$250$200 21公用事业$150$1.0$100$0$0.0 2013 2014 2014 2017 2018 2019P‘20-’22 p 2013 2014 2014 2017 2017 2019E 20E 2021E 2022E替换&改善增长 其他电力IT资本驱动因素(计划资本支出16亿美元)·逐步增加基础设施更换和建筑以及基础设施投资·IT升级(资产管理，地理信息系统，工作 管理)上百万UGI公用事业资本投资推动利率基础增长资本投资基础增长$450$3.0$380-$420/年$400$350$300$2.0$250$200 21公用事业$150$1.0$100$50$0 2013 2014 2016 2017 2019P‘20-’22 2013 2014 2016 2016 2013{br 20-‘22 p 2014 20162017 2018 2019E 2020E 2021E 2022E更换和改善增长其他电力IT资本驱动因素(计划资本支出16亿美元)·逐步增加基础设施更换和 建筑和基础设施投资·IT升级(资产管理，地理信息系统，工作管理)

UGI UTILITIES Annual Customer Growth 258,600 customers added 1999 - 2018 20,000 18,000 16,000 14,000 12,000 22 UTILITIES 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 New Homes Conversions Upgrades Commercial Annual Customer Additions UGI UTILITIES Annual Customer Growth 258,600 customers added 1999 - 2018 20,000 18,000 16,000 14,000 12,000 22 UTILITIES 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 New Homes Conversions Upgrades Commercial Annual Customer Additions

UGI公用事业高峰日增长2.5 2.0 1.5 1.0 23公用事业0.5-2010 2011 2012 2015 2016 2017 2017 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 PGC客户运输客户容量储备要求·高峰日需求增长高于平均客户增长率，发电和 大型商业和工业客户·2018-2028年预计增长10%的高峰日需求假定现有服务协议续订BCF UGI公用事业高峰日增长2.5 2.0 1.5 1.0 23公用事业0.5-2010 2011 2012 2013 2014 2015 2017 2018 2019 2020 2021 20222023 2024 2025 2026 2027 2028 PGC客户运输客户容量储备要求·峰值日需求增长高于平均客户增长率，发电和大型商业 和工业客户·2018-2028年高峰日需求预计增长10%假定现有服务协议已续订BCF

业务概述中游资产·近200英里的管道 ·15 MMDth的天然气存储·~2 MMDth LNG和丙烷存储用于支持液化和蒸发峰剃须商品营销能源25服务·为13，000住宅、商业、41个燃气公用事业系统和20个电力公用事业系统的工业 客户·约300兆瓦的发电能力马塞勒斯页岩的重要资产-井的地位，以参与建设和服务 不断增长的天然气需求通过广泛的投资业务概述中游资产·近200英里的管道·15 MMDth的天然气储存·~2 MMDth LNG和丙烷储存用于支持液化和 汽化调峰商品营销能源25服务·为13，000户居民服务，41个天然气公用事业系统和20个电力公用事业系统的商业和工业客户·~300兆瓦的电力 发电能力马塞卢斯页岩中的重要资产-通过广泛的投资，能够参与建设并满足日益增长的天然气需求。

中游资产概述液化天然气峰值：·天普液化天然气(205，000 DTH/天 蒸发，1.25MMdth储存)·曼宁液化(10，000至15，000 DTH/天)·Steelton蒸发(65，000 DTH/天)·伯利恒蒸发(70，000 DTH/天)能源26服务·便携式LNG蒸发(15，000(Br)DTH/天)建设管道能力：·Auburn系统(470，000 DTH/天)·Sunbury管道(200，000 DTH/天)·UnionDale(100，000 DTH/天)·德州小溪(200，000 DTH/天)·Ponderosa(33，000 DTH/天)储存：·15 MMdth天然气储存中游资产概述LNG峰值：·TempleLNG(205，000 DTH/天汽化1.25MMdth存储)·曼宁液化(10，000至15，000 DTH/天)·Steelton蒸发(65，000 DTH/天)· 伯利恒蒸发(70，000 DTH/天)能源26服务·便携式LNG蒸发(15，000 DTH/天)建设管道能力：·Auburn系统(470，000 DTH/天)·Sunbury管道(200，000 DTH/天)·Union Dale(100，000 DTH/天)·得克萨斯河(200，000 DTH/天)·Ponderosa(33，000 DTH/天)储存：·15 MMdth天然气储存

中流-宾夕法尼亚管道(Red)系统 亮点·将丰富的Marcellus天然气供应连接到高价值的东南部PA和新泽西州市场·120英里，36英寸直径，$1.0多亿美元的州际管道·UGI(项目经理)、Energy 27 Specres 能源合作伙伴、Southern公司服务天然气，新泽西州资源，南泽西工业·系统能够将1.1 Bcf/d迁移到多个终端市场·预计2020年开始的建筑类型活动：·通过 PA和NJ许可流程，南NJR UGI光谱/南泽西公司管道能源Enbridge Industries天然气公司服务中游-宾夕法尼亚管道(Red)系统亮点·连接丰富马塞勒斯天然气供应到高价值的东南部PA和新泽西市场·120英里，直径36英寸，价值1.0多亿美元的州际管道·UGI(项目经理)、能源27光谱能源合作伙伴、南方公司服务 天然气、新泽西资源公司之间的伙伴关系·能够将1.1 Bcf/d迁移到多个终端市场的系统·预计2020年开始的建筑类型活动：·通过PA和NJ许可流程，Southern NJR UGI光谱/南泽西公司管道能源Enbridge Industries天然气公司服务

累计资本投资$1，400，000$1，200，000$1，200，000能源28 $800，000服务$600，000$400，000$0 2009 2010 2011 2013 2014 2014 2015 2016 2017中游发电其他资本支出(千美元)累计资本投资$1，400，000$1，200，000$1，000，000能源28$800，000服务$600，000$400，000$0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2017中游发电其他资本支出(千美元)

基于费用的收入稳定收益1预期2022利润2013年利润率 能源29服务44%39%61%56%基于费用的利润率所有其他利润率1都是一种非公认会计原则的衡量标准。请参阅附录进行核对。基于费用的收入稳定收益1预计2022利润2013年利润能源29服务44%39%61% 56%基于费用的利润所有其他利润1利润是一种非公认会计原则的衡量标准。请参阅附录进行核对。

多元化投资组合-自然协同中游能源30服务 供应商品(批发/资产营销管理)多元化组合-自然协同中游能源30服务供应商品(批发/资产营销管理)

UGI国际概况运营17个国家~550，000个客户液化石油气能源分配营销国际市场32~28 BCF~10亿加仑天然气2018年财政年度在法国、奥地利、比利时、丹麦、卢森堡销售的LPG最大分销商2018年匈牙利总利润的5%超过50万散装客户液化石油气分销和能源销售UGI国际概述业务在17个国家~550，000总客户液化石油气能源分配营销国际 32~28 BCF~10亿加仑天然气在2018年财政年度销售的LPG在法国、奥地利、比利时、丹麦的最大分销商，卢森堡，2018年匈牙利总毛利1850万瓶，超过50万散装客户液化石油气配送和能源营销液化石油气配送

演变-重大收购2017 2017 2015 2011意大利2017 比利时2011芬兰国际33 2001(20%)卢森堡丹麦2004(100%)2010挪威瑞典匈牙利2006荷兰1999波兰罗马尼亚瑞士2004法国2001奥地利2018：886 MM零售加仑1999捷克共和国 斯洛伐克1999：~44 mm零售加仑调整后18财年0.87美元1每股收益调整后每股收益是一种非公认会计原则的计量方法。调节情况见附录。演变-重大收购2017 2017 2015 2011意大利2017 2010比利时2011芬兰国际33 2001 (20%)卢森堡丹麦2004(100%)2010挪威瑞典匈牙利2006荷兰1999波兰联合王国罗马尼亚瑞士2004法国2001奥地利2018：886 MM零售加仑1999捷克共和国斯洛伐克1999：~44 mm零售加仑调整后18财年0.87美元 1每股收益调整后每股收益是一种非公认会计原则的计量方法。调节情况见附录。

保证金管理记录1.50欧元1.25欧元1.00欧元 国际34 0.75欧元0.50欧元0.25欧元0.00欧元2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2018平均。普氏公司的成本单位利润率是一种非公认会计原则的衡量标准。请参阅附录进行核对。UGI法国欧宝每加仑1.50欧元1.25欧元1.00欧元国际34 0.75欧元0.50欧元0.25欧元0.00欧元2008 2009 2010 2011 2011 2013 2014 2015 2016 2018年平均利润管理的记录是1.50欧元1.25欧元1.00欧元国际34 0.75欧元0.50欧元0.25欧元0.00欧元2008 2009 2010 2011 2013 2014 2015 2016 2018平均。普氏公司的成本单位利润率是一种非公认会计原则的衡量标准。 请参阅附录中的对账部分。UGI(法国)每加仑欧元

位于战略位置的液化石油气供应资产提供灵活性·UGI 在各种进口码头-海上储存设施和进口码头-管道进口码头-横跨UGI码头的铁路车辆终端-欧洲炼油厂内贸易·仓库/铁路头寸/仓储哈米纳 流量的所有权权益正在增加10个主存储设施和70多个国际Mossmorran 35次存储Esbjerg斯坦诺设施Malaszewicze Norgal·管理广泛的物流，Slawkow洞斯从外部进口和运输 网络FR：40+Halmeu欧洲增长(2017年消费量为43%的仓库)，尤其是来自美国拉维拉的具有战略地位的液化石油气供应资产提供了灵活性·UGI在各种进口终端-海上储存设施和 进口终端-管道进口终端-跨越UGI终端的铁路车辆终端-欧洲炼油厂内贸易中储存LPG·仓库/铁路首/仓储哈米纳流量的所有权权益正在增加10个主要储存设施和70多个 国际Mossmorran35二级存储Esbjerg Stanlow设施Malaszewicze Norgal·管理从外部和运输网络FR：40+Halmeu欧洲进口的广泛物流Slawkow董es(2017年消耗 43%的仓库)，尤其是来自美国拉维拉的

能源营销-按能源类型划分的重点战略 (天然气和电力)总量按部门划分1%9%32%19%国际36 68%51%SME其他供应商、政府电力、天然气我们主要关注中小企业(SME)-提供以客户为中心的解决方案-支持 客户在能源购买决策-固定价格要求合同对冲，以减轻风险能源营销-重点战略18 GWh按能源类型总量(天然气和电力)分割1%9%32%19% 国际36 68%51%20%中小企业其他供应商政府电力天然气我们的主要重点是中小型企业(SME)-提供以客户为中心的解决方案-在能源购买决策中为客户提供支持-通过对冲固定价格 要求合同来降低风险

能源营销-可再生能源组合·我们的能源营销 业务在可再生能源中占有重要地位，包括通过风能和太阳能生产·安装了400 MW风能·安装了70 MW太阳能国际37·发电相当于 我们电力客户组合总电力需求的40%·此外，我们还为我们现有的太阳能项目进行规划和安装。客户·目前我们已经完成了110多个项目，在 上安装大约30，000个太阳能电池板代表我们的客户能源营销-可再生能源组合·我们的能源营销业务在可再生能源方面具有重要地位，包括通过风能和太阳能生产·安装了400 MW风能·安装了70 MW 太阳能国际37·发电能力相当于我们的电力客户组合总电力需求的40%·此外，我们还承担为现有客户规划和安装太阳能项目· 目前我们已经完成了110多个项目，为我们的客户安装大约30，000个太阳能电池板

美国最大的液化石油气分销商在美国农业和 运输8%住宅取暖和烹饪汽车燃料36%~11亿18%170万零售加仑销售客户在18 39 39美国天然气商业l/工业38%散装分销国民帐户钢瓶交易所1毫米坦克120 -1 200加仑容量利用规模为满足地区和国家客户的需求，可根据每年分发的丙烷加仑量计算，为烧烤和室外供暖提供便携式罐体1。美国最大的液化石油气分销商农业和运输8%住宅取暖和烹饪汽车燃料36%~11亿18%170万零售加仑销售给客户在18财年39 39美国天然气商业l/工业38%散装分销国民账户钢瓶交易所1毫米 坦克120-1200加仑容量利用规模为满足地区和国家客户的需求，可根据每年分发的丙烷加仑量计算，为烧烤和室外供暖提供便携式罐体1。

商业概述40 Amerigas 38%36%18%8%商业/住宅发动机 农业工业供暖和烹饪燃料和运输代表大约百分比商业概述40 Amerigas 38%36%18%8%商业/住宅汽车农业工业加热和烹饪燃料和运输 代表大约百分比

重要的运输和物流网络最灵活，可靠的 供应链12能力迅速覆盖在零售Transflow 22单元聚焦柔性卡车，终端丙烷业铁路和反式-920装货资产在需要的PTI拖车地区41 Amerigas超过250丙烷(A)供应商3，000 Bobail 卡车510铁路汽车Amerigas空中运输专业团队从全国各地的~1900个配送地点迅速反应，以保持丙烷供应在极端天气下保持移动~1.7在极端天气下，百万客户{br国内和国际供应商 重要的运输和物流网络最灵活，可靠的供应链12能力快速覆盖零售Transflow 22单元焦点灵活卡车，终端丙烷工业铁路和反式-920装货资产在需要的PTI 拖车地区41 Amerigas超过250丙烷(A)供应商3，000 Bobail卡车510铁路汽车Amerigas空降专业团队从全国各地的~1900个配送地点迅速反应，以保持丙烷供应在极端天气下保持移动~1.7 在极端天气下有100万客户(A)国内和国际供应商

推动效率的技术·效率效益跨广泛的平台实施 ·提高分配效率·每站里程从17财政年度提高3%，从16财政年度提高7%·从17财政年度开始，低燃料交付提高7%，从16财政年度提高16%·路线规划和可视化 ·增强性能监控·技术支持的营销努力·能力为确定培训和培训机会，实时性能AmeriMobile路由指标有助于节省2016年的成本-深入了解2018年至今的日常管理($20 mm Technology to Drive Efficiency)·在一个广泛的平台上实施效率效益·提高配送效率·从17财年起每站行驶里程提高3%，从16财年提高7%· 低燃料交付与17财年相比提高了7%，比2012财年提高了16%·路线规划和可视化·增强了性能监控·技术支持的营销工作·能够确定指导和培训机会 实时性能AmeriMobile路由指标促进成本节约2016年-深入了解2018年的日常管理(2000万美元)

国民账户计划·通过敏感业务向 交付的天气比基础业务大约减少50%·以客户为中心的解决方案客户位置·同类最佳后台办公室43 Amerigas·交钥匙安装选项·无与伦比的占用空间21%·自2016年来利用Amerigas Scale 卷增加·所有50个州的1900个分发点·技术改进(分销、路线优化等)国民账户计划·与 基础业务相比，向敏感业务交付的天气大约减少50%·以客户为中心的解决方案客户位置·同类最佳后台办公室43 Amerigas·交钥匙安装选项·无与伦比的占用空间21%·自 2016年以来，Amerigas规模不断增加·所有50个州中有1900个分配点·技术改进(分销、路线优化等)

气缸交换计划-关键属性· 便利性产品·自动售货行业领先者·家庭送货试点将于今年夏季投入使用·继续优化分销44 Amerigas·全国足迹·扩大与主要零售商和大型 便利店连锁店的合作·到年底推出数百个“24/7”自动圆柱体自动售货地点日历年气缸交换计划-关键属性·便利产品·行业领导者 自动化自动售货·家庭送货试点将于今年夏季投入使用·继续优化分销44 Amerigas·全国足迹·扩大与主要零售商和大型便利店连锁店的合作· 推出数百个“24/7”自动汽缸自动售货系统日历年结束前的地点

摘要·超过我们对 股东承诺的已证实的跟踪记录·6%-10%的长期每股收益增长·4%的年度股息增长·充分利用我们的势头·强劲且不断增长的天然气需求·公用事业费率基础和客户增长UGI 45 公司·基于Marcellus的基础设施·提议的Amerigas交易·国民账户，钢瓶交易所·定向并购·液化天然气，能源营销扩张·扩大在欧洲的活动· 增强技术平台以支持增长和改善客户体验·多样化和不断增长的现金生成摘要·超过我们对股东的承诺的已证明的跟踪记录·6%-10%的长期每股收益增长·4%的年度股息增长·在此基础上建立良好的基础我们的势头·强劲和不断增长的天然气需求·公用事业费率基础和客户增长UGI 45公司·基于Marcellus的基础设施· 提出Amerigas交易·国民账户，圆柱交易所·目标并购·液化天然气、能源营销扩展·扩大欧洲活动·增强技术平台以支持增长并改善 客户体验·多样化和不断增长的现金生成

附录

UGI公司调整后的每股收益(百万美元，每股金额 除外)20102011201220122014201420172018年非公认会计原则对账：UGI公司调整后的净收入：UGI公司净收益251.8美元245.4美元210.2美元278.1美元337.2 337.2 281.0 364.7美元436.6 718.7净额与本期交易无关的商品衍生工具的损失(收益)(扣除税金(5.8美元)、$11.5、8.2(17.4)(8.9)(4.3)6.6 53.3(29.9)(51.2)(68.1)$6.3、$3.1、$(4.5)、 $(30.9)、(A)(B)与2015年5月29日收购的Finagaz公司有关的整合和收购费用(扣除税金0美元、0美元、0美元、0美元、2.2美元、7.7美元)；(B)与2015年5月29日收购的Finagaz公司有关的整合和收购费用(税金净额0美元、0美元、0美元、0美元、2.2美元、7.7美元)。-4.3 14.9 17.3 26.2 18.5美元(10.6)，(A)外汇衍生工具的未实现亏损(收益)(2017年和2018年的税后净额分别为9.9美元和9.3美元)；(A)外汇衍生工具的未实现亏损(收益)(2017年和2008年的税后净额分别为9.9美元和9.3美元)(A)-13.9(19.6)(扣除税项净额$0，$0，$1.4，$0， $0，$0，$5.0)，(A)-2.2-7.9 9.6-与清偿债务有关的费用(扣除税金0，$6.6，$0，$0，$0，$5.7，$0，(A)(C)-10.4-4.6-法国税法追溯变化的影响-5.7-与能源转移合作伙伴的丙烷零售业务有关的整合和购置费用；(A)(C)-10.4-4.6-法国税法追溯变化的影响-5.7-与能源转移合作伙伴的丙烷零售业务有关的整合和购置费用，L.P.(“遗产-8.8 4.4-丙烷”)由伙伴关系于2012年1月12日收购(扣除税金0美元、0美元、5.6美元、2.8美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元、0美元)。(A)UGI 47公司对合作伙伴商号和商标的损害(扣除2018年的税收净额(5.8美元)-14.5法国 税率变化的影响-(29.0)(12.1TCJA)的理性影响-(166.3)出售大西洋能源的收益(扣除2010年19.3美元的税后)(17.2)-经调整的应占净收入UGI公司(D)$242.8$238.4$212.3$ 278.2$353.8$353.8$360.0$406.1$485.6调整后的每股稀释收益应归于UGI股东：UGI公司每股收益-摊薄$1.52$1。45$1.24$1.60$1.92$1.60$2.08$2.46$4.06与本期交易无关的商品衍生工具的净损失 (收益)(B)0.05(0.10)(0.05)(0.020.04 0.30(0.17)(0.29)(0.39)与5月29日收购的Finagaz公司有关的整合和收购费用, 2015年- 0.03 0.08 0.10 0.10外汇衍生工具未实现损失(收益)-0.08(0.11)债务消灭损失0.06 0.01-0.04 0.05-与清偿债务有关的费用-0.03- 法国税法追溯变化的影响-0.03-与能源转移合作伙伴的丙烷零售业务有关的整合和购置费用，L.P.(“遗产-0.05 0.03-丙烷”) 该伙伴关系于1月12日收购，2012年合伙商号和商标的减值-0.08法国税率变化的影响-(0.16)(0.07)TCJA的易损性影响-(0.93)出售大西洋能源公司的收益(0.11)-经调整的稀释后每股收益(D)$1.46$1.41$1.25$1.61$2。02$2.01$2.05$2.29$2.74UGI公司调整后的每股收益(百万美元(每股金额除外)截至9月30日的年度 ，2010年、2011年、2012年、2014年、2015年、2016年、2018年非公认会计原则对账：UGI公司调整后的净收入：251.8美元、245.4美元、210.2美元、278.1美元、337.2美元、281.0美元、364.7美元、4 36.6美元、718.7美元净额与本期交易无关的商品衍生工具的损失(收益)(扣除税金(5.8美元)、$11.5、8.2(17.4)(8.9)(4.3)6.6 53.3(29.9)(51.2)(68.1)$6.3、$3.1、$4.5、$30.9、(A)(B)与2015年5月29日收购的Finagaz公司有关的整合和收购费用(扣除税金0美元、0美元、0美元、0美元、2.2美元、7.7美元)；(B)与2015年5月29日收购的Finagaz公司有关的整合和收购费用(税金净额0美元、0美元、0美元、0美元、2.2美元、7.7美元)。-4.3 14.9 17.3 26.2 18.5美元(10.6)，(A)外汇衍生工具的未实现亏损(收益)(扣除2017年和2018年的税项净额9.9美元和9.3美元)；(A)外汇衍生工具的未实现损失(收益)(扣除2017年和2018年的税项净额9.9美元和9.3美元)，(A)-13.9(19.6)(扣除税项净额$0、$0、$(1.4)、$0、$0、$0、$5.0、$6.1)、和$0 )(A)-2.2-7.9 9.6-与清偿债务有关的费用(扣除税金$0，$6.6，$0，$0，$0，$5.7，$0，$0，(A)(C)-10.4-4.6-法国税法追溯修改的影响- 5.7-与Energy Transfer Partners的丙烷零售业务有关的整合和购置费用，L.P.(“遗产-8.8 4.4-丙烷”)由合作伙伴于2012年1月12日获得(扣除 $0、$0、$(5.6)、$(2.8)、$0、$0、$0、$0的税后净额为：$0，$0，$(5.6)，$(2.8)，$0，$0，$0, (A)UGI 47公司对合作伙伴商号和商标的损害(2018年扣除5.8美元的税后)-14.5法国税率变化的影响(29.0) (12.1)TCJA的理性影响-(166.3)出售大西洋能源的收益(扣除2010年19.3美元的税收净额)(17.2)公司(D)$242.8$238.4$212.3$278.2$353.8$353.8$360.0$406.1$485.6调整后的每股稀释收益应归于UGI股东：UGI公司每股收益-摊薄$1.52$1.45$1.24$1.60$1.92$1.60$2.08$2.46$4.06商品衍生工具的净亏损(收益)与当期交易无关(B)0.05(0.10)(0.05)(0.02)004 0.30(0.17)(0.29)(0.39)与5月29日收购的Finagaz有关的整合和收购费用，2015年-0.03 0.08 0.10 0.15 0.10 外汇衍生工具未实现损失(收益)-0.08(0.11)债务清偿损失-0.06 0.01-0.04 0.05-与清偿债务有关的费用-0.03-法国税法中具有追溯力的 变化的影响-0.03-与债务清偿有关的整合和购置费用能源传输合作伙伴的丙烷零售业务，L.P.(“遗产-0.05 0.03-丙烷”)由合伙企业于1月12日收购，2012年合伙商号和商标的减值-0.08法国税率变化的影响-(0.16)(0.07)TCJA的易损性影响-(0.93)出售大西洋能源公司的收益 (0.11)-经调整的每股摊薄收益(D)$1.46$1.41$1.25$1.61$2。02$2.01$2.05$2.29$2.74

2019 UGI公司按段调整EPS UGI 48公司2019 UGI 公司按段UGI 48公司调整EPS

交易价值(69.2百万美元x 0.500)X 55.39=19.2亿美元转换后的Amerigas 单位乘以UGI当前的股票价格股票+7.63 X 69.2 MM=52800万美元Amerigas+UGI49公司每个公共单位的现金对价+29亿X 0.74美元=21.5亿美元与未被 UGI持有的74%所有权相关的债务总额比例=附属公司交易价值=19.2亿美元+5.28亿美元+21.5亿美元=46亿美元总交易价值(69.2百万美元x0.500美元)x 55.39美元=19.2亿美元转换后的Amerigas单位乘以UGI当前的股票价格股票+7美元.63 X 69.2 MM=Amerigas+UGI 49 Corporation每个公共单位的现金代价$528MM +债务$29亿X 0.74=$21.5亿与未由UGI持有的74%所有权相关的债务总额比例=附属公司交易价值=19.2亿美元+$528MM+2.15亿美元 交易总值=46亿美元

UGI Corporation Free Cash Flow ($ in millions) Year Ended September 30, 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Net Cash Provided By Operating Activities $ 178.5 $ 1 41.9 $ 132.7 $ 203.5 $ 247.5 $ 249.1 $ 260.7 $ 437.7 $ 279.4 $ 456.2 $ 464.4 Less: Expenditures for property, plant, and equipment (69.2) (70.2) (71.0) (78.0) (94.7) (100.9) (133.7) (158.4) (191.7) (223.1) (2 32.1) Free Cash Flow Before Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Units $ 109.3 $ 7 1.7 $ 61.7 $ 125.5 $ 152.8 $ 148.2 $ 127.0 $ 279.3 $ 87.7 $ 233.1 $ 232.3 Less: Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Units (39.0) (39.0) (39.1) (44.3) (53.5) (56.4) (62.4) (66.6) (73.6) (8 5.0) (8 0.9) UGI 50 CORPORATION UGI Free Cash Flow After Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Unit$ s 7 0.3 $ 3 2.7 $ 22.6 $ 81.2 $ 99.3 $ 91.8 $ 64.6 $ 212.7 $ 14.1 $ 148.1 $ 151.4 Year Ended September 30, 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Net Cash Provided By Operating Activities $ 6 65.0 $ 5 98.8 $ 554.7 $ 707.7 $ 801.5 $ 1,005.4 $ 1,163.8 $ 969.7 $ 964.4 $ 1,085.3 Less: Expenditures for property, plant, and equipment (301.8) (347.3) (360.7) (339.4) (486.0) (456.8) (490.6) (563.8) (638.9) (5 74.9) Free Cash Flow Before Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Units $ 363.2 $ 251.5 $ 194.0 $ 368.3 $ 315.5 $ 548.6 $ 673.2 $ 405.9 $ 325.5 $ 510.4 Less: Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Units (90.4) (89.1) (93.7) (181.7) (226.5) (237.7) (248.9) (257.3) (261.6) (2 63.0) UGI Free Cash Flow After Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Unit$ s 2 72.8 $ 162.4 $ 100.3 $ 186.6 $ 89.0 $ 310.9 $ 424.3 $ 148.6 $ 63.9 $ 247.4UGI Corporation Free Cash Flow ($ in millions) Year Ended September 30, 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Net Cash Provided By Operating Activities $ 178.5 $ 1 41.9 $ 132.7 $ 203.5 $ 247.5 $ 249.1 $ 260.7 $ 437.7 $ 279.4 $ 456.2 $ 464.4 Less: Expenditures for property, plant, and equipment (69.2) (70.2) (71.0) (78.0) (94.7) (100.9) (133.7) (158.4) (191.7) (223.1) (2 32.1) Free Cash Flow Before Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Units $ 109.3 $ 7 1.7 $ 61.7 $ 125.5 $ 152.8 $ 148.2 $ 127.0 $ 279.3 $ 87.7 $ 233.1 $ 232.3 Less: Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Units (39.0) (39.0) (39.1) (44.3) (53.5) (56.4) (62.4) (66.6) (73.6) (8 5.0) (8 0.9) UGI 50 CORPORATION UGI Free Cash Flow After Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Unit$ s 7 0.3 $ 3 2.7 $ 22.6 $ 81.2 $ 99.3 $ 91.8 $ 64.6 $ 212.7 $ 14.1 $ 148.1 $ 151.4 Year Ended September 30, 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Net Cash Provided By Operating Activities $ 6 65.0 $ 5 98.8 $ 554.7 $ 707.7 $ 801.5 $ 1,005.4 $ 1,163.8 $ 969.7 $ 964.4 $ 1,085.3 Less: Expenditures for property, plant, and equipment (301.8) (347.3) (360.7) (339.4) (486.0) (456.8) (490.6) (563.8) (638.9) (5 74.9) Free Cash Flow Before Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Units $ 363.2 $ 251.5 $ 194.0 $ 368.3 $ 315.5 $ 548.6 $ 673.2 $ 405.9 $ 325.5 $ 510.4 Less: Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Units (90.4) (89.1) (93.7) (181.7) (226.5) (237.7) (248.9) (257.3) (261.6) (2 63.0) UGI Free Cash Flow After Distributions on AmeriGas Partners Publically Held Common Unit$ s 2 72.8 $ 162.4 $ 100.3 $ 186.6 $ 89.0 $ 310.9 $ 424.3 $ 148.6 $ 63.9 $ 247.4

Midstream & Marketing Total Margin ($ in millions) Year Ended September 30, 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total Revenues $ 1,409.8 $ 1,696.4 $ 1,309.5 $ 1,222.6 $ 1,155.9 $ 942.2 $ 1 ,122.8 $ 1 ,473.7 $ 1,181.4 $ 876.6 $ 1 ,121.2 $ 1 ,421.7 Total Cost of Sales (1,282.3) (1,541.0) (1,147.8) (1,055.5) (986.5) (779.7) (927.3) (1,149.8) (872.4) (612.2) (856.7) (1,090.8) Net Margin $ 127.5 $ 155.3 $ 161.7 $ 167.1 $ 169.4 $ 1 62.5 $ 195.5 $ 323.9 $ 309.0 $ 264.4 $ 264.5 $ 330.9 UGI 51 CORPORATION Margin Breakdown: Commodity Marketing $ 42.7 $ 38.9 $ 42.2 $ 60.2 $ 67.5 $ 56.9 $ 57.6 $ 61.9 $ 60.6 $ 45.7 $ 48.8 $ 49.8 Midstream 30.7 46.1 49.0 47.4 51.7 57.5 74.9 184.9 180.4 161.1 168.0 225.0 Power Generation 27.5 39.2 35.0 27.7 18.2 16.0 31.5 45.5 43.6 34.2 27.9 34.9 HVAC 26.6 31.2 35.5 31.9 31.9 32.1 31.5 31.7 24.4 23.3 19.8 21.2 Net Margin $ 127.5 $ 155.3 $ 161.7 $ 167.1 $ 169.4 $ 1 62.5 $ 195.6 $ 323.9 $ 309.0 $ 264.4 $ 264.5 $ 330.9 Margin excludes commodity derivative mark-to-market adjustments Midstream & Marketing Total Margin ($ in millions) Year Ended September 30, 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total Revenues $ 1,409.8 $ 1,696.4 $ 1,309.5 $ 1,222.6 $ 1,155.9 $ 942.2 $ 1 ,122.8 $ 1 ,473.7 $ 1,181.4 $ 876.6 $ 1 ,121.2 $ 1 ,421.7 Total Cost of Sales (1,282.3) (1,541.0) (1,147.8) (1,055.5) (986.5) (779.7) (927.3) (1,149.8) (872.4) (612.2) (856.7) (1,090.8) Net Margin $ 127.5 $ 155.3 $ 161.7 $ 167.1 $ 169.4 $ 1 62.5 $ 195.5 $ 323.9 $ 309.0 $ 264.4 $ 264.5 $ 330.9 UGI 51 CORPORATION Margin Breakdown: Commodity Marketing $ 42.7 $ 38.9 $ 42.2 $ 60.2 $ 67.5 $ 56.9 $ 57.6 $ 61.9 $ 60.6 $ 45.7 $ 48.8 $ 49.8 Midstream 30.7 46.1 49.0 47.4 51.7 57.5 74.9 184.9 180.4 161.1 168.0 225.0 Power Generation 27.5 39.2 35.0 27.7 18.2 16.0 31.5 45.5 43.6 34.2 27.9 34.9 HVAC 26.6 31.2 35.5 31.9 31.9 32.1 31.5 31.7 24.4 23.3 19.8 21.2 Net Margin $ 127.5 $ 155.3 $ 161.7 $ 167.1 $ 169.4 $ 1 62.5 $ 195.6 $ 323.9 $ 309.0 $ 264.4 $ 264.5 $ 330.9 Margin excludes commodity derivative mark-to-market adjustments

AmeriGas Unit Margins ($ in thousands) Year Ended September 30, 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Propane revenues $ 2,624,672 $ 2,091,890 $ 2,158,800 $ 2,360,439 $ 2,677,631 $ 2,884,766 $ 3,440,868 $ 2,612,401 $ 2,053,160 $ 2,183,538 $ 2,545,794 Propane cost of sales (1,836,917) (1,254,332) (1,340,615) (1,546,161) (1,642,658) (1,571,574) (2,034,592) (1,301,167) (719,842) (891,261) (1,215,616) UGI 52 Adjustment for Commodity Mark-to-Market (gain) loss - - - - - - 9,496 47,841 (66,079) (31,062) (12,473) CORPORATION Total adjusted propane margin $ 787,755 $ 837,558 $ 818,185 $ 814,278 $ 1,034,973 $ 1,313,192 $ 1,415,772 $ 1,359,075 $ 1,267,239 $ 1,261,215 $ 1,317,705 Total Retail and Wholesale Gallons Sold 1,104,400 1,047,900 1,022,600 999,000 1,123,100 1,347,000 1,369,000 1,238,700 1,115,222 1,096,010 1,143,565 Average Adjusted Propane Margin per Gallon $ 0.71 $ 0.80 $ 0.80 $ 0.82 $ 0.92 $ 0.97 $ 1.03 $ 1.10 $ 1.14 $ 1.15 $ 1.15AmeriGas Unit Margins ($ in thousands) Year Ended September 30, 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Propane revenues $ 2,624,672 $ 2,091,890 $ 2,158,800 $ 2,360,439 $ 2,677,631 $ 2,884,766 $ 3,440,868 $ 2,612,401 $ 2,053,160 $ 2,183,538 $ 2,545,794 Propane cost of sales (1,836,917) (1,254,332) (1,340,615) (1,546,161) (1,642,658) (1,571,574) (2,034,592) (1,301,167) (719,842) (891,261) (1,215,616) UGI 52 Adjustment for Commodity Mark-to-Market (gain) loss - - - - - - 9,496 47,841 (66,079) (31,062) (12,473) CORPORATION Total adjusted propane margin $ 787,755 $ 837,558 $ 818,185 $ 814,278 $ 1,034,973 $ 1,313,192 $ 1,415,772 $ 1,359,075 $ 1,267,239 $ 1,261,215 $ 1,317,705 Total Retail and Wholesale Gallons Sold 1,104,400 1,047,900 1,022,600 999,000 1,123,100 1,347,000 1,369,000 1,238,700 1,115,222 1,096,010 1,143,565 Average Adjusted Propane Margin per Gallon $ 0.71 $ 0.80 $ 0.80 $ 0.82 $ 0.92 $ 0.97 $ 1.03 $ 1.10 $ 1.14 $ 1.15 $ 1.15

UGI国际公司总毛利(百万美元)UGI 53公司毛利 不包括商品衍生产品按市价计值调整UGI国际公司总毛利(百万美元)UGI 53公司毛利不包括商品衍生产品按市价计值调整

UGI France Unit Margins ($ in thousands) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 LPG revenues $ 1,062,561 $ 8 37,676 $ 8 87,067 $ 1,050,628 $ 1,083,666 $ 1,244,753 $ 1,169,610 $ 9 42,511 $ 1,160,013 $ 1,144,939 $ 1,349,884 LPG cost of sales (615,944) (362,425) (465,867) (649,824) (650,305) (774,097) (727,029) (461,567) (432,429) (441,559) (612,295) Total adjusted LPG margin (USD) $ 446,617 $ 475,251 $ 421,200 $ 400,804 $ 433,361 $ 470,656 $ 442,581 $ 4 80,944 $ 727,584 $ 703,380 $ 737,589 Foreign Currency Exchange Rates (Euro/USD) 1.51 1 .35 1 .36 1.40 1.30 1.31 1.36 1.15 1.11 1.11 1.19 Total adjusted LPG margin (Euro) € 296,261 € 350,903 € 3 10,608 € 286,427 € 332,758 € 358,630 € 326,279 € 4 18,212 € 657,678 € 633,676 € 619,823 UGI 54 Total Retail Tons Sold 567 561 542 524 575 596 539 639 963 983 960 CORPORATION Gallons/ton 516 516 516 516 516 516 516 516 516 516 516 Total Retail Gallons Sold 292,616 289,290 279,889 270,542 296,704 307,771 278,320 329,947 497,028 507,228 495,360 Average Adjusted LPG Margin per Gallon € 1.01 € 1.21 € 1.11 € 1.06 € 1.12 € 1.17 € 1.17 € 1 .27 € 1.32 € 1.25 € 1.25 Margin excludes commodity derivative mark-to-market adjustments UGI France Unit Margins ($ in thousands) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 LPG revenues $ 1,062,561 $ 8 37,676 $ 8 87,067 $ 1,050,628 $ 1,083,666 $ 1,244,753 $ 1,169,610 $ 9 42,511 $ 1,160,013 $ 1,144,939 $ 1,349,884 LPG cost of sales (615,944) (362,425) (465,867) (649,824) (650,305) (774,097) (727,029) (461,567) (432,429) (441,559) (612,295) Total adjusted LPG margin (USD) $ 446,617 $ 475,251 $ 421,200 $ 400,804 $ 433,361 $ 470,656 $ 442,581 $ 4 80,944 $ 727,584 $ 703,380 $ 737,589 Foreign Currency Exchange Rates (Euro/USD) 1.51 1 .35 1 .36 1.40 1.30 1.31 1.36 1.15 1.11 1.11 1.19 Total adjusted LPG margin (Euro) € 296,261 € 350,903 € 3 10,608 € 286,427 € 332,758 € 358,630 € 326,279 € 4 18,212 € 657,678 € 633,676 € 619,823 UGI 54 Total Retail Tons Sold 567 561 542 524 575 596 539 639 963 983 960 CORPORATION Gallons/ton 516 516 516 516 516 516 516 516 516 516 516 Total Retail Gallons Sold 292,616 289,290 279,889 270,542 296,704 307,771 278,320 329,947 497,028 507,228 495,360 Average Adjusted LPG Margin per Gallon € 1.01 € 1.21 € 1.11 € 1.06 € 1.12 € 1.17 € 1.17 € 1 .27 € 1.32 € 1.25 € 1.25 Margin excludes commodity derivative mark-to-market adjustments