UGI
Annual Report 2020

Plain-text annual report

2020 Annual Report Responsible, Reliable, and Sustainable Growth UGI Corporation (NYSE: UGI) is a holding company that, through subsidiaries, Norway Finland Sweden distributes and markets energy products and related services. UGI Corporation common stock is a balanced growth and income investment. The Company has paid common dividends for 136 consecutive years and increased its dividend England Netherlands in each of the last 33 years. Belgium Luxembourg Poland Czech Republic Slovakia France Switzerland Austria Hungary Romania Sweden Finland Norway England Netherlands Belgium Luxembourg Poland Czech Republic Slovakia France Switzerland Austria Hungary Romania Sweden Finland Norway England Netherlands Belgium Luxembourg Poland Czech Republic Slovakia France Switzerland Austria Hungary Romania n Gas Utility n Electric Utility UGI Utilities, Inc. operates a regulated natural gas distribution business that serves approximately 670,000 customers in portions of 46 eastern and central Pennsylvania counties and more than 500 customers in portions of one Maryland county through its distribution system of more than 12,300 miles of gas mains. UGI Utilities, Inc. also provides regulated electric service to approximately 62,500 customers in portions of Luzerne and Wyoming counties in northeastern Pennsylvania. North Denmark, Finland, Norway, Sweden, the United Kingdom East The Czech Republic, Hungary, Poland, Romania, Slovakia Central Austria, Italy, Switzerland West Belgium, France, Luxembourg, the Netherlands UGI International distributes approximately 870 million gallons of liquefied petroleum gases (LPG) in 17 countries throughout Europe. It also operates an energy marketing business in France, Belgium, the Netherlands and the United Kingdom. Our businesses, for the most part, are among the market leaders in their respective countries. UGI Energy Services sells natural gas, renewable natural gas, liquid fuels and electricity to nearly 14,000 residential, commercial and industrial customers in 12 states and the District of Columbia and conducts UGI’s midstream natural gas business through its ownership of underground natural gas storage, gas peaking plants, and pipeline assets in Pennsylvania, eastern Ohio, and the panhandle of West Virginia. UGI Energy Services also owns all or a portion of electric generation assets, principally in Pennsylvania. Strategic Investments – GHI Energy, LLC and RNG project in Idaho • Expands UGI’s commitment to offer renewable energy solutions that are innovative, efficient, and beneficial to the environment • Provides growth opportunity in the renewable energy space and positions UGI to make additional investments in this rapidly developing area of renewable energy solutions • Actively developing Bio-LPG sources and investment opportunities 2 AmeriGas Partners, L.P. is the nation’s largest retail propane marketer, serving over 1.5 million customers in all 50 states from more than 1,800 distribution locations. In 2020, AmeriGas distributed approximately 1.1 billion gallons of propane. The business also sells, installs and services propane appliances, including heating systems and propane-powered generators.Financial Highlights Reportable Segments EBIT1 (in millions) Natural Gas Marketing and Utility Throughput (billions of cubic feet) $1,100 $1,079 $1,029 $978 2018 2019 2020 $975 $850 $725 $600 1 Reportable segments earnings before interest expense and income taxes represents an aggregate of our segment level EBIT as determined in accordance with GAAP 550 500 450 400 350 490 501 435 2018 2019 2020 Total Gallons – Global LPG (billions of gallons) Contribution2 by Business Segment 2.5 2.0 1.5 1.0 2.2 2.1 2.0 2018 2019 2020 Midstream & Marketing 17% UGI Utilities 24% UGI International 31% AmeriGas Propane 28% 2 Contribution to Adjusted Diluted Earnings Per Share from 2020 excluding Corporate & Other Divestiture of Conemaugh Ownership Interest • Will reduce UGI’s Scope 1 (direct) emissions by more than 30% • Another step towards achievement of UGI’s ambitious greenhouse gas emission reduction targets 3 engaging others with integrity and inclusion are critically important behaviors as we work together to address the economic and social divisions in our country. In alignment with UGI’s values to promote diversity, the Company recently created the Belonging, Inclusion, Diversity, & Equity (“BIDE”) Initiative. BIDE provides the blueprint for achieving greater diversity of thought, experience, culture, gender, race, and sexual orientation throughout the organization. In addition, UGI committed $500,000 to develop new partnerships with leading organizations in our communities focused on combating racial inequality and systematic racism. We look forward to updating you on our progress on this critical initiative. Turning to our Fiscal 2020 results, the Company delivered GAAP earnings per share of $2.54 and adjusted earnings per share of $2.67. Our results demonstrate the strong performance of the UGI Appalachia systems, the full-year impact of the AmeriGas buy-in, disciplined expense and cash flow management, and tax benefits from new legislation. Each of our businesses contributed meaningfully to the strong results and continue to make progress on key initiatives. • The Midstream & Marketing team had an excellent year. It completed its first full year operating the UGI Appalachia systems, which continue to demonstrate their value, as EBIT and cash flow exceeded expectations. Throughput volumes were up nearly 6% compared to Fiscal 2019, despite the challenges of lower commodity pricing during the first half of Fiscal 2020. In addition, Midstream & Marketing completed the construction of its Bethlehem LNG storage and vaporization system. The Bethlehem system is an important addition to our LNG network and supports our significant portfolio of long-term peaking contracts. Peaking services is a critical business for UGI, generating nearly $90 million in EBIT annually, with virtually all of the EBIT generated by long-term, take-or-pay contracts. Our commitment to consistent expansion of our LNG network has positioned UGI as a leader in both peaking services and commercial LNG supply in the Mid-Atlantic and Northeast. • UGI Utilities had a very productive year, as it deployed near record levels of capital, while addressing the critical challenges of the pandemic. UGI Utilities added over 12,000 new commercial and residential heating customers and continued to execute its extensive infrastructure replacement and upgrade program. UGI Utilities’ consistent investment in infrastructure replacement is evident in its operational and environmental performance. We see a clear trend in reduced methane emissions and fewer leaks system-wide as UGI Utilities moves Fiscal 2020 was another strong year for UGI. We delivered adjusted EPS of $2.67, 17% higher than our Fiscal 2019 results, despite significant challenges due to the COVID-19 pandemic and warmer-than-normal weather across all of our operating territories. Our teams remained focused on operational excellence and disciplined expense management to offset the negative impact of warm weather. We also made significant progress on several key strategic initiatives that position us well to deliver on our long-term commitments to grow EPS 6% – 10% and dividends 4%, annually. As our business evolves, we remain focused on our core operations and providing our customers with low carbon and renewable energy solutions. UGI remains well-positioned to deliver Responsible, Reliable, and Sustainable Growth. The health, well-being, and safety of our employees, customers, and communities is always UGI’s top priority. This year, the COVID-19 pandemic challenged the way we do business, but our teams responded quickly and effectively to deliver an essential service to our customers. Our employees took all necessary precautions to keep themselves and our customers safe. We are proud of our efforts and how our teams quickly rallied to further embrace our key value of safety. UGI made significant progress on its Environmental, Social, and Governance (“ESG”) initiatives and we’re committed to growing our business responsibly. During Fiscal 2020, UGI committed to ambitious GHG and methane reduction targets at its UGI Utilities business. Since 2009, UGI Utilities has reduced its fugitive methane emissions by more than 30% and expects an additional 35% reduction over the next ten years. Additionally, the UGI Utilities business replaced nearly 72 miles of cast iron and bare steel mains, meeting its commitment to regulators, despite nearly two months of COVID-related inactivity. Our Energy Services business acquired GHI, a renewable natural gas (“RNG”) business, invested in an RNG feedstock project in Idaho, and completed the sale of its ownership stake in the Conemaugh coal-fired power generation station. The sale of the Conemaugh facility will reduce our Scope 1 direct emissions by roughly 30%. We plan to accelerate investment in renewable energy solutions and believe UGI is well-positioned for Responsible, Reliable, and Sustainable Growth for its shareholders for many years to come. A sad, profound, and ongoing social topic that impacted all our stakeholders in 2020 was racial injustices in our society. Respecting our differences, embracing our diversity, and LPG Transformation Initiatives – AmeriGas • Continued focus on enhancing the customer experience through an improved digital customer experience, enhanced customer relationship management, and optimized distribution and routing • Expect to realize more than $140 Million in annual benefits by the end of FY22 • $40 million towards strategic initiatives to drive improved customer retention and growth in our core business • Total estimated cost to implement: ~$200 Million 4 To Our Shareholdersto eliminate cast iron and bare steel segments from its networks. UGI Utilities also concluded a rate case in the latter part of Fiscal 2020, with the first of a two-phase 2021 rate increase going into effect in January and the second in July. • AmeriGas had another strong year of growth in its ACE and National Accounts programs. Both of these programs leverage AmeriGas’ unparalleled national distribution network and its ability to meet its customer commitments under the most challenging circumstances. ACE volumes were up almost 18% compared to Fiscal 2019, as we saw the combined impact of an expanding customer base and strong COVID-related demand in the spring and summer. The National Accounts program grew volumes this year despite the impact of COVID on some key customer groups. National Accounts is well- positioned for growth as these impacted customers return to normal demand levels in Fiscal 2021. • UGI International had an outstanding year and delivered record EBIT of $259 million through operating efficiencies and effective margin management. This impressive result is despite considerably warmer-than-normal weather and stringent COVID-19 lockdowns in many of our European countries, including France. UGI was recognized by a number of respected publications and institutions this year. Most notably, for the 16th time, UGI was listed among the Fortune 500, which comprises the 500 largest companies in the United States as compiled by Fortune. UGI was also named by Platts as one of the “Top 250 Global Energy Companies.” As we look towards Fiscal 2021 and beyond, we are excited about the growth prospects in each of our four businesses as well as the incorporation of renewable energy solutions. The addition of renewable natural gas (RNG) and Bio-LPG to our supply portfolio is particularly attractive for our customers and our communities. We can utilize our existing natural gas and LPG distribution infrastructure to deliver RNG and Bio-LPG to the approximately 3 million customers directly served by UGI. These renewable solutions can be brought to our customers with no additional local infrastructure, no incremental investments by our customers, and no community disruption related to infrastructure buildout. We’re excited about the significant growth potential of these renewable solutions as we address the fundamental needs of our communities for affordable, reliable, resilient, and renewable energy solutions. We strongly believe that natural gas and LPG will continue to play a large role in the energy transition and that UGI is well-positioned to provide our customers and our communities with a strong foundation for the renewable energy future. UGI remains committed to growing its dividend. We are proud to report that Fiscal 2020 marks 33 consecutive years of dividend increases and 136 consecutive years of dividend payments. In addition, we start Fiscal 2021 with a strong balance sheet and available liquidity to fund strategic investments. We are excited about our expanding portfolio of growth opportunities and strengthened by the exceptional work performed by our teams over the past year. We can say with confidence that we are in an outstanding position to deliver Responsible, Reliable, and Sustainable Growth, while positively impacting the quality of life in our communities, as we deliver low carbon and renewable energy solutions. We thank you for your investment, and look forward to keeping you updated on our progress throughout the year. Frank S. Hermance Chairman of the Board John L. Walsh President and Chief Executive Officer After 23 years of service as a director, Marvin O. Schlanger is retiring from the UGI Corporation Board of Directors, effective as of our Annual Meeting of Shareholders on January 29th, 2021. Marv has served with distinction as a director of UGI Corporation, UGI Utilities, Inc. and AmeriGas Propane, Inc., including terms as Chairman of UGI Corporation and UGI Utilities, Inc. and Vice Chairman of AmeriGas Propane, Inc. Throughout his tenure, Marv’s dedication and valuable guidance have had a profound influence and impact on our direction and success. We note that UGI has experienced dramatic growth during Marv’s years of service with operations in 18 countries and an increase in its market cap from $800 million in 1998 to over $7.5 billion today. We would like to thank Marv for his many years of service and his contributions, vision, and dedication to UGI. We wish him all the best in his retirement. LPG Transformation Initiatives – UGI International • Focused attention on enhanced customer service and safe and efficient operations through the establishment of two centers of excellence – Commercial excellence – continuous improvement to the customer’s experience – Operational excellence – focus on distribution network and filling centers • Expect to generate over €30 million of annual savings by the end of FY22 • Total cost to implement: €55 million 5 UGI continues to advance its strategic Environmental, Social, and Governance (“ESG”) initiatives UGI Utilities established ambitious targets to reduce methane emissions by 92% by 2030 and 95% by 2040 compared to 1999 levels. Additionally, UGI Utilities plans to reduce GHG emissions by over 8 million metric tons by 2030 when compared to 2012 levels. Total GHG Emissions Reduction Total Co2 Emission Reduction (Metric Tons) Committed to Methane Reductions % Methane Emission Intensity CHP Unit Installation – 64,000 PMC 1 Hunlock Power Station – Coal To Gas Conversion 0 1,000,000 2,000,000 3,000,000 4,000,000 5,000,000 6,000,000 7,000,000 8,000,000 9,000,000 10,000,000 Goal: 8.5 Million Metric Tons — 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4 2 5 2 6 2 7 2 8 2 9 3 0 0.99% 0.11% 0.07% 0.05% 1999 2019 2030 2040 1 A CHP unit is a cogeneration system that produces heat and electrical power from gas simultaneously. A CHP unit is used for supplying power to buildings and hot water for heating or cooling through high efficiency heat and power generation. UGI advances social aspect of its commitments to stakeholders • Created the Belonging, Inclusion, Diversity, & Equity (“BIDE”) Initiative to promote greater diversity of thought, experience, culture, gender, race, and sexual orientation throughout the organization • Established new partnerships with the Urban Affairs Coalition and Big Brothers Big Sisters • Committed to a minimum contribution of $500,000 to partner organizations in our local communities to combat racial inequality and systemic racism 6 Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, D.C. 20549 FORM 10-K ☑ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTIONS 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 FOR THE FISCAL YEAR ENDED SEPTEMBER 30, 2020 For the transition period from ________ to ________ Commission file number 1-11071 UGI CORPORATION (Exact name of registrant as specified in its charter) Pennsylvania (State or Other Jurisdiction of Incorporation or Organization) 23-2668356 (I.R.S. Employer Identification No.) 460 North Gulph Road, King of Prussia, PA 19406 (Address of Principal Executive Offices) (Zip Code) (610) 337-1000 (Registrant’s telephone number, including area code) Securities registered pursuant to Section 12(b) of the Act: Title of Each Class: Common Stock, without par value Trading Symbol(s): UGI Name of each exchange on which registered: New York Stock Exchange Indicate by check mark if the registrant is a well-known seasoned issuer, as defined in Rule 405 of the Securities Act. Yes ☑ No ☐ Indicate by check mark if the registrant is not required to file reports pursuant to Section 13 or Section 15(d) of the Act. Yes ☐ No ☑ Securities registered pursuant to Section 12(g) of the Act: None Indicate by check mark whether the registrant (1) has filed all reports required to be filed by Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to file such reports), and (2) has been subject to such filing requirements for the past 90 days. Yes ☑ No ☐ Indicate by check mark whether the registrant has submitted electronically every Interactive Data File required to be submitted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T (§232.405 of this chapter) during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit such files). Yes ☑ No ☐ Indicate  by  check  mark  whether  the  registrant  is  a  large  accelerated  filer,  an  accelerated  filer,  a  non-accelerated  filer,  a  smaller  reporting  company,  or  an  emerging  growth company. See the definitions of “large accelerated filer,” “accelerated filer,” “smaller reporting company,” and “emerging growth company” in Rule 12b-2 of the Exchange Act. Large accelerated filer Smaller reporting company ☑ ☐ Accelerated filer Emerging growth company ☐ ☐ Non-accelerated filer ☐ If an emerging growth company, indicate by check mark if the registrant has elected not to use the extended transition period for complying with any new or revised financial accounting standards provided pursuant to Section 13(a) of the Exchange Act.  ☐ Indicate  by  check  mark  whether  the  registrant  has  filed  a  report  on  and  attestation  to  its  management’s  assessment  of  the  effectiveness  of  its  internal  control  over  financial reporting under Section 404(b) of the Sarbanes-Oxley Act (15 U.S.C. 7262(b)) by the registered public accounting firm that prepared or issued its audit report. ☑ Indicate by check mark whether the registrant is a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Act). Yes ☐ No ☑ The aggregate market value of UGI Corporation Common Stock held by non-affiliates of the registrant on March 31, 2020 was $5,523,368,628. At November 13, 2020, there were 208,421,288 shares of UGI Corporation Common Stock issued and outstanding. Portions of the Proxy Statement for the Annual Meeting of Shareholders to be held on January 29, 2021 are incorporated by reference into Part III of this Form 10-K.     Table of Contents TABLE OF CONTENTS Glossary of Terms and Abbreviations Forward-Looking Information PART I: Items 1. and 2. Business and Properties Item 1A. Risk Factors Item 1B. Unresolved Staff Comments Item 3. Legal Proceedings Item 4. Mine Safety Disclosures PART II: Item 5. Market for Registrant’s Common Equity, Related Stockholder Matters and Issuer Purchases of Equity Securities Item 6. Selected Financial Data Item 7. Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations Item 7A. Quantitative and Qualitative Disclosures About Market Risk Item 8. Financial Statements and Supplementary Data Item 9. Changes in and Disagreements with Accountants on Accounting and Financial Disclosure Item 9A. Controls and Procedures Item 9B. Other Information PART III: Item 10. Directors, Executive Officers and Corporate Governance Item 11. Executive Compensation Item 12. Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters Item 13. Certain Relationships and Related Transactions and Director Independence Item 14. Principal Accounting Fees and Services PART IV: Item 15. Exhibits and Financial Statement Schedules Item 16. Form 10-K Summary Signatures Index to Financial Statements and Financial Statement Schedules 1 Page 2 9 9 30 41 41 41 42 43 46 64 64 64 64 64 65 65 65 65 65 68 79 80 F-2         Table of Contents GLOSSARY OF TERMS AND ABBREVIATIONS Terms and abbreviations used in this Form 10-K are defined below: AmeriGas OLP - AmeriGas Propane, L.P., the principal operating subsidiary of AmeriGas Partners UGI Corporation and Related Entities AmeriGas Partners - AmeriGas  Partners,  L.P.,  a  Delaware  limited  partnership  and  an  indirect  wholly  owned  subsidiary  of  UGI;  also  referred  to  as  the “Partnership” AmeriGas Propane - Reportable segment comprising AmeriGas Propane, Inc. and its subsidiaries, including AmeriGas Partners and AmeriGas OLP AmeriGas Propane Holdings, Inc. - A Delaware corporation and an indirect wholly owned subsidiary of UGI AmeriGas Propane Holdings, LLC - A Delaware limited liability company and an indirect wholly-owned subsidiary of UGI; also referred to as the “Merger Sub” AmeriGas Propane, Inc. - A wholly owned second-tier subsidiary of UGI and the general partner of AmeriGas Partners; also referred to as the “General Partner” AvantiGas - AvantiGas Limited, an indirect wholly owned subsidiary of UGI International, LLC Company - UGI and its consolidated subsidiaries collectively CPG - UGI Central Penn Gas, Inc., a wholly owned subsidiary of UGI Utilities prior to the Utility Merger DVEP - DVEP Investeringen B.V., an indirect wholly owned subsidiary of UGI International, LLC Electric Utility - UGI Utilities’ regulated electric distribution utility Energy Services - UGI Energy Services, LLC, a wholly owned subsidiary of Enterprises Enterprises - UGI Enterprises, LLC, a wholly owned subsidiary of UGI ESFC - Energy Services Funding Corporation, a wholly owned subsidiary of Energy Services Flaga - Flaga GmbH, an indirect wholly owned subsidiary of UGI International, LLC Gas Utility - UGI Utilities’ regulated natural gas distribution business, comprising the natural gas utility businesses owned and operated by UGI Utilities and, prior to the Utility Merger, PNG and CPG General Partner - AmeriGas Propane, Inc., the general partner of AmeriGas Partners GHI Energy, LLC - a Houston-based renewable natural gas company acquired by Energy Services HVAC - UGI HVAC Enterprises, Inc., a wholly owned subsidiary of Enterprises Merger Sub - AmeriGas Propane Holdings, LLC, an indirect wholly owned subsidiary of UGI Midstream & Marketing - Reportable segment comprising Energy Services, UGID and, prior to its sale in September 2020, HVAC Partnership - AmeriGas Partners and its consolidated subsidiaries, including AmeriGas OLP Pennant - Pennant Midstream, LLC, a Delaware limited liability company PennEast - PennEast Pipeline Company, LLC 2 Table of Contents PNG - UGI Penn Natural Gas, Inc., a wholly owned subsidiary of UGI Utilities prior to the Utility Merger UGI - UGI Corporation UGI Appalachia - UGI Appalachia, LLC, a wholly owned subsidiary of Energy Services, comprising the natural gas gathering and processing business of CMG and its equity interest in Pennant UGI Central - The natural gas rate district of CPG subsequent to the Utility Merger UGI France - UGI France SAS (a Société par actions simplifiée), an indirect wholly owned subsidiary of UGI International, LLC UGI Gas - UGI Utilities’ natural gas utility UGI International - Reportable segment principally comprising UGI’s foreign operations UGI International, LLC - UGI International, LLC, a wholly owned subsidiary of Enterprises UGI North - The natural gas rate district of PNG subsequent to the Utility Merger UGI PennEast, LLC - A wholly owned subsidiary of Energy Services that holds a 20% membership interest in PennEast UGI South - The natural gas rate district of UGI Gas subsequent to the Utility Merger UGI Utilities - UGI Utilities, Inc., a wholly owned subsidiary of UGI. Also a reportable segment of UGI comprising UGI Utilities, Inc. and its subsidiaries UGID - UGI Development Company, a wholly owned subsidiary of Energy Services UniverGas - UniverGas Italia S.r.l, an indirect wholly owned subsidiary of UGI International, LLC Other Terms and Abbreviations 2010 Propane Plan - The AmeriGas Propane, Inc. 2010 Long-Term Incentive Plan 2013 OICP - UGI Corporation 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan ABO - Accumulated Benefit Obligation ACE - AmeriGas Cylinder Exchange Act 11 - Act 11 of 2012 Adjusted LIBOR - A rate derived from LIBOR AEPS Act - Alternative Energy Portfolio Standards Act AFUDC - Allowance for Funds Used During Construction Alerian MLP Group - represents entities in the Alerian MLP Index AmeriGas Merger -  The  transaction  contemplated  by  the  Merger  Agreement  pursuant  to  which  AmeriGas  Propane  Holdings,  LLC  merged  with  and  into  the Partnership, on August 21, 2019, with the Partnership surviving as an indirect wholly owned subsidiary of UGI AmeriGas OLP Credit Agreement - The second amended and restated credit agreement entered into by AmeriGas OLP providing for borrowings of up to $600 million, including a letter of credit subfacility of up to $150 million 3 Table of Contents AmeriGas Partners Units - AmeriGas Stock Units and AmeriGas Performance Stock Units awarded to employees and non-employee directors AOCI - Accumulated Other Comprehensive Income (loss) ASC - Accounting Standards Codification ASC 606 - ASC 606, “Revenue from Contracts with Customers” ASC 740 - ASC 740, “Income Taxes” ASC 805 - ASC 805, “Business Combinations” ASC 820 - ASC 820, “Fair Value Measurement” ASC 840 - ASC 840, “Leases” ASC 842 - ASC 842, “Leases” (effective October 1, 2019) ASC 980 - ASC 980, “Regulated Operations” ASU - Accounting Standards Update Bcf - Billions of cubic feet BIE - Pennsylvania Public Utility Commission Bureau of Investigation and Enforcement Board of Directors - the board of directors of UGI BRP - Balance Responsible Party providing electricity balancing services in the European electricity markets Btu - British thermal unit CARES Act - Coronavirus Aid, Relief, and Economic Security Act CDC - Centers for Disease Control and Prevention CERCLA - Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability Act CFTC - Commodity Futures Trading Commission CMG - Columbia Midstream Group, LLC CMG Acquisition - Acquisition of CMG and Columbia Pennant, LLC on August 1, 2019 pursuant to the CMG Acquisition Agreements CMG Acquisition Agreements - Agreements related to the CMG Acquisition comprising (1) a purchase and sale agreement related to the CMG acquisition, dated July 2, 2019, by and among Columbia Midstream & Minerals Group, LLC, Energy Services, UGI and TransCanada PipeLine USA Ltd., and (2) a purchase and sale  agreement  related  to  the  Columbia  Pennant,  LLC  acquisition,  dated  July  2,  2019,  by  and  among  Columbia  Midstream  &  Minerals  Group,  LLC,  Energy Services, and TransCanada PipeLine USA Ltd. COA - Consent Order and Agreement CODM - Chief Operating Decision Maker as defined in ASC 280, “Segment Reporting” Common Stock - shares of UGI common stock Common Units - Limited partnership ownership interests in AmeriGas Partners 4 Table of Contents Conemaugh - Conemaugh generation station, a 1,711-megawatt, coal-fired electricity generation station located near Johnstown, Pennsylvania Core market - Comprises  (1)  firm  residential,  commercial  and  industrial  customers  to  whom  UGI  Utilities  has  a  statutory  obligation  to  provide  service  who purchase  their  natural  gas  or  electricity  from  UGI  Utilities;  and  (2)  residential,  commercial  and  industrial  customers  to  whom  UGI  Utilities  has  a  statutory obligation to provide service who purchase their natural gas or electricity from others COVID-19 - A novel strain of coronavirus disease discovered in 2019 DOT - U.S. Department of Transportation DS - Default service         DSIC - Distribution System Improvement Charge EBITDA - Earnings before interest expense, income taxes, depreciation, and amortization Eighth Circuit - United States Court of Appeals for the Eighth Circuit Energy Services 2020 Credit Agreement - Third  Amended  and  Restated  Credit  Agreement  entered  into  on  March  6,  2020  by  Energy  Services,  as  borrower, providing for borrowings up to $260 million, including a letter or credit subfacility of up to $50 million, scheduled to expire in March 2025 Energy Services Credit Agreement - Second Amended and Restated Credit Agreement entered into by Energy Services, as borrower, providing for borrowings up to $200 million, including a letter of credit subfacility of up to $50 million prior to its replacement by the Energy Services 2020 Credit Agreement Energy Services Term Loan - A seven-year $700 million senior secured term loan agreement entered into on August 13, 2019, with a group of lenders EPA - Environmental Protection Agency EPACT 2005 - Energy Policy Act of 2005 ERISA - Employee Retirement Income Security Act of 1974 ERO - Electric Reliability Organization EU - European Union Exchange Act - Securities Exchange Act of 1934, as amended FASB - Financial Accounting Standards Board FDIC - Federal Deposit Insurance Corporation FERC - Federal Energy Regulatory Commission FIFO - First-in, first-out inventory valuation method Fiscal 2018 - The fiscal year ended September 30, 2018 Fiscal 2019 - The fiscal year ended September 30, 2019 Fiscal 2020 - The fiscal year ended September 30, 2020 Fiscal 2021 - The fiscal year ending September 30, 2021 5 Table of Contents Fiscal 2022 - The fiscal year ending September 30, 2022 Fiscal 2023 - The fiscal year ending September 30, 2023 Fiscal 2024 - The fiscal year ending September 30, 2024 Fiscal 2025 - The fiscal year ending September 30, 2025 French Finance Bills - The December 2016 French Finance Bills and the December 2017 French Finance Bills GAAP - U.S. generally accepted accounting principles GDE - Gas Delivery Enhancement Rider GDE Charges - Costs associated with temporary mobile sources of gas supply and interstate pipeline demand charge enhancements GDPR - General Data Protection Regulation GET Gas - Growth Extension Tariff program GHG - Greenhouse gas GILTI - Global Intangible Low Taxed Income Gwh - Millions of kilowatt hours Hunlock - Hunlock Station, a 130-megawatt natural gas-fueled electricity generating station located near Wilkes-Barre, Pennsylvania ICE - Intercontinental Exchange IDR - Incentive distribution right IRC - Internal Revenue Code IRPA - Interest rate protection agreement IRS - Internal Revenue Service IT - Information technology LIBOR - London Inter-bank Offered Rate LNG - Liquefied natural gas LPG - Liquefied petroleum gas LTIIP - Long-term infrastructure improvement plans MD&A - Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations MDPSC - Maryland Public Service Commission Merger Agreement - Agreement and Plan of Merger, dated as of April 1, 2019, among UGI, AmeriGas Propane Holdings, Inc., AmeriGas Propane Holdings, LLC, AmeriGas Partners and AmeriGas Propane MGP - Manufactured gas plant 6 Table of Contents NAV - Net asset value NOAA - National Oceanic and Atmospheric Administration NOL - Net operating loss NPNS - Normal purchase and normal sale NYDEC - New York State Department of Environmental Conservation NYMEX - New York Mercantile Exchange OSHA - Occupational Safety and Health Act PADEP - Pennsylvania Department of Environmental Protection PAPUC - Pennsylvania Public Utility Commission Partnership Agreement - Fourth Amended and Restated Agreement of Limited Partnership of AmeriGas Partners, L.P. dated as of July 27, 2009, as amended PBO - Projected benefit obligation PGC - Purchased gas costs PJM - PJM Interconnection, LLC Propane MLP Group - Ferrellgas Partners, L.P. and Suburban Propane, L.P. PRP - Potentially Responsible Party PUHCA 2005 - Public Utility Holding Company Act of 2005 Receivables Facility - A receivables purchase facility of Energy Services with an issuer of receivables-backed commercial paper Retail core-market - Comprises  firm  residential,  commercial  and  industrial  customers  to  whom  UGI  Utilities  has  a  statutory  obligation  to  provide  service  that purchase their natural gas from Gas Utility ROU - Right-of-use ROD - Record of Decision SAR - Stock Appreciation Rights SCAA - Storage Contract Administrative Agreements SEC - U.S. Securities and Exchange Commission Stock Unit - Unit awards that entitle the grantee to shares of UGI Common Stock or cash subject to service conditions TCJA - Tax Cuts and Jobs Act Temporary Rates Order - Order issued by the PAPUC on March 15, 2018, that converted PAPUC approved rates of a defined group of large Pennsylvania public utilities into temporary rates for a period of not more than 12 months while the PAPUC reviewed effects of the TCJA Tortoise MLP Group - Represents the entities in the Tortoise MLP Index 7 Table of Contents TSR - Total Shareholder Return TUR - Total Unitholder Return UGI comparator group - The Russell Midcap Utility Index, excluding telecommunications companies UGI Corporation Senior Credit Facility -  An  unsecured  senior  facilities  agreement  entered  into  on  August  1,  2019,  by  UGI  comprising  (1)  a  five-year  $250 million  term  loan  facility;  (2)  a  three-year  $300  million  term  loan  facility;  and  (3)  a  five-year  $300  million  revolving  credit  facility  (including  a  $10  million sublimit for letters of credit) UGI International 3.25% Senior Notes - An underwritten private placement of €350 million principal amount of senior unsecured notes due November 1, 2025, issued by UGI International, LLC UGI International Credit Facilities Agreement - A  five-year  unsecure  Senior  Facilities  Agreement  entered  into  in  October  2018,  by  UGI  International,  LLC comprising a €300 million term loan facility and a €300 million revolving credit facility maturing October 2023 UGI Performance Units - Unit awards that entitle the grantee to shares of UGI Common Stock or cash subject to service and market performance conditions UGI Utilities 3.12% Senior Notes - A private placement of $150 million principal amount of senior notes due April 2050, issued by UGI Utilities UGI Utilities Credit Agreement - A five-year unsecured revolving credit agreement entered into by UGI Utilities on June 27, 2019, providing for borrowings up to $350 million, including a letter of credit subfacility of up to $100 million Units or Unit Awards - UGI Corporation stock options, grants of UGI Corporation stock-based equity instruments and, prior to the AmeriGas Merger, grants of AmeriGas Partners, L.P. equity instruments (together with UGI Corporation stock-based equity instruments) USD - U.S. dollar U.S. Pension Plan - Defined benefit pension plan for employees hired prior to January 1, 2009 of UGI, UGI Utilities and certain of UGI’s other domestic wholly owned subsidiaries Utilities Term Loan - A $125 million unsecured variable-rate term loan agreement entered into in September 2018 by UGI Utilities with a group of banks Utility Merger - The merger, effective October 1, 2018, of CPG and PNG with and into UGI Utilities VEBA - Voluntary Employees’ Beneficiary Association Western Missouri District Court - The United States District Court for the Western District of Missouri WHO - World Health Organization 8 Table of Contents FORWARD-LOOKING INFORMATION Information contained in this Annual Report on Form 10-K may contain 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. Such statements use forward-looking words such as “believe,” “plan,” “anticipate,” “continue,” “estimate,” “expect,” “may,” or other similar words. These statements discuss plans, strategies, events or developments that we expect or anticipate will or may occur in the future. A forward-looking statement may include a statement of the assumptions or bases underlying the forward-looking statement. We believe that we have chosen these assumptions or bases in good faith and that they are reasonable. However, we caution you that actual results almost always vary from assumed facts or bases, and the differences between actual results and assumed facts or bases can be material, depending on the circumstances. When considering forward-looking statements, you should keep in mind our Risk Factors included in Item 1A herein and the following important factors that could affect our future results and could cause those results to differ materially from those expressed in our forward-looking statements: (1) weather conditions, including increasingly uncertain weather patterns due to climate change, resulting in reduced demand and the seasonal nature of our business; (2) cost volatility and availability of propane and other LPG, electricity, and natural  gas  and  the  capacity  to  transport  product  to  our  customers;  (3)  changes  in  domestic  and  foreign  laws  and  regulations,  including  safety,  tax,  consumer protection,  data  privacy,  accounting  matters,  and  environmental,  including  regulatory  responses  to  climate  change;  (4)  inability  to  timely  recover  costs  through utility rate proceedings; (5) the impact of pending and future legal proceedings; (6) competitive pressures from the same and alternative energy sources; (7) failure to acquire new customers or retain current customers thereby reducing or limiting any increase in revenues; (8) liability for environmental claims; (9) increased customer conservation measures due to high energy prices and improvements in energy efficiency and technology resulting in reduced demand; (10) adverse labor relations; (11) customer, counterparty, supplier, or vendor defaults; (12) liability for uninsured claims and for claims in excess of insurance coverage, including those for personal injury and property damage arising from explosions, terrorism, natural disasters, pandemics and other catastrophic events that may result from operating hazards and risks incidental to generating and distributing electricity and transporting, storing and distributing natural gas in all forms; (13) transmission or distribution system service interruptions; (14) political, regulatory and economic conditions in the United States, Europe and other foreign countries, including the current  conflicts  in the Middle East and the withdrawal of the United Kingdom from the European Union, and foreign currency  exchange  rate fluctuations, particularly the euro; (15) capital market conditions, including reduced access to capital markets and interest rate fluctuations; (16) changes in commodity market prices  resulting  in  significantly  higher  cash  collateral  requirements;  (17)  reduced  distributions  from  subsidiaries  impacting  the  ability  to  pay  dividends;  (18) changes in Marcellus and Utica Shale gas production; (19) the availability, timing and success of our acquisitions, commercial initiatives and investments to grow our  businesses;  (20)  our  ability  to  successfully  integrate  acquired  businesses  and  achieve  anticipated  synergies;  (21)  the  interruption,  disruption,  failure  or malfunction of our information technology systems, including due to cyber attack; (22) the inability to complete pending or future energy infrastructure projects; (23) our ability to achieve the operational benefits and cost efficiencies expected from the completion of pending and future business transformation initiatives; (24) uncertainties related to a global pandemic, including the duration and/or impact of the COVID-19 pandemic; and (25) the extent to which we are able to utilize certain tax benefits currently available under the CARES Act and similar tax legislation and whether such benefits will remain available in the future. These factors are not necessarily all of the important factors that could cause actual results to differ materially from those expressed in any of our forward-looking statements. Other unknown or unpredictable factors could also have material adverse effects on future results. We undertake no obligation to update publicly any forward-looking statement whether as a result of new information or future events except as required by the federal securities laws. PART I: ITEMS 1. AND 2. BUSINESS AND PROPERTIES CORPORATE OVERVIEW UGI Corporation is a holding company that, through subsidiaries and affiliates, distributes, stores, transports and markets energy products and related services. In the United States, we own and operate (1) a retail propane marketing and distribution business, (2) natural gas and electric distribution utilities,  and (3) energy marketing, midstream infrastructure, storage, natural gas gathering and processing, natural gas production, electricity generation and energy services businesses. In Europe, we market and distribute LPG and other energy products and services. Our subsidiaries and affiliates operate principally in the following four business segments: • AmeriGas Propane 9 Table of Contents • UGI International • Midstream & Marketing • UGI Utilities The AmeriGas Propane segment consists of the propane distribution business of AmeriGas Partners. In addition to distributing propane, the Partnership also sells, installs,  and  services  propane  appliances,  including  heating  systems.  The  Partnership  conducts  its  propane  distribution  business  through  its  principal  operating subsidiary,  AmeriGas  Propane,  L.P.,  and  is  the  nation’s  largest  retail  propane  distributor.  The  general  partner  of  AmeriGas  Partners  is  our  wholly  owned subsidiary, AmeriGas Propane, Inc. Following completion of the AmeriGas Merger on August 21, 2019, the Partnership is an indirect, wholly owned subsidiary of UGI. The UGI International segment consists of LPG distribution businesses conducted by our subsidiaries and affiliates in France, Poland, Austria, Hungary, the Czech Republic,  Slovakia,  Switzerland,  Romania,  Belgium,  the  Netherlands,  Luxembourg,  the  United  Kingdom,  Italy,  Finland,  Denmark,  Norway  and  Sweden.  In addition, UGI International conducts an energy marketing business in France, Belgium, the Netherlands and the United Kingdom. Based on Fiscal 2020 volumes, UGI  International  believes  that  it  is  the  largest  distributor  of  LPG  in  France,  Austria,  Belgium,  Denmark,  Luxembourg  and  Norway  and  one  of  the  largest distributors of LPG in Poland, Hungary, the Czech Republic, Slovakia, the Netherlands and Sweden. The Midstream & Marketing segment consists of energy-related businesses conducted by our indirect, wholly owned subsidiary, UGI Energy Services, LLC. These businesses  (i)  conduct  energy  marketing,  including  renewable  natural  gas,  in  the  Mid-Atlantic  region  of  the  United  States  and  California,  (ii)  own  and  operate natural gas liquefaction, storage and vaporization facilities and propane-air mixing assets, (iii) manage natural gas pipeline and storage contracts, (iv) develop, own and operate pipelines, gathering infrastructure and gas storage facilities in the Marcellus and Utica Shale regions of Pennsylvania, eastern Ohio, and the panhandle of  West  Virginia,  and  (v)  own  electricity  generation  facilities.  Energy  Services  and  its  subsidiaries’  storage,  LNG  and  portions  of  its  midstream  transmission operations are subject to regulation by the FERC. The UGI Utilities segment consists of the regulated natural gas and electric distribution businesses of our wholly owned subsidiary, UGI Utilities, Inc. Gas Utility serves approximately  670,000 customers in eastern  and central  Pennsylvania and more than 500 customers  in portions of one Maryland county. Electric  Utility serves more than 62,500 customers in portions of Luzerne and Wyoming counties in northeastern Pennsylvania. Gas Utility is subject to regulation by the PAPUC and FERC and, with respect to its customers in Maryland, the MDPSC. Electric Utility is subject to regulation by the PAPUC and FERC. Business Strategy Our  business  strategy  is  to  grow  the  Company  by  focusing  on  our  core  competencies  of  distributing,  storing,  transporting  and  marketing  energy  products  and services. We are utilizing our core competencies from our existing businesses and our global scope, international experience, extensive asset base and access to customers  to  accelerate  both  organic  growth  and  growth  through  acquisitions  in  our  existing  businesses,  as  well  as  in  related  and  complementary  businesses. During  Fiscal  2020,  we  completed  a  number  of  transactions  in  pursuit  of  this  strategy,  expanded  our  presence  into  new  markets  and  continued  to  execute  on internal  business  transformation  initiatives,  all  of  which  we  believe  will  better  position  us  for  future  growth.  The  following  highlights  some  of  our  key accomplishments during Fiscal 2020. In Fiscal 2020, the Midstream & Marketing segment completed transactions that furthered UGI’s commitment to provide renewable and sustainable energy to its customers, while also reducing carbon emissions. On July 9, 2020, Energy Services completed the acquisition of GHI Energy, LLC, a Houston-based company that markets renewable natural gas in California. The GHI acquisition is a strategic investment that represents a growth opportunity in the renewable energy space and positions UGI to make additional investments in this rapidly developing area of renewable energy solutions. Additionally, on September 30, 2020, Energy Services completed the sale of its ownership stake in the Conemaugh coal-fired power generation facility. We expect that the sale of this ownership stake will reduce UGI’s direct carbon emissions by more than 30%. These two transactions demonstrate UGI’s continued commitment to reducing its carbon footprint, while also providing customers  with  enhanced  renewable  energy  solutions.  The  Midstream  and  Marketing  segment  also  successfully  integrated  the  assets  acquired  in  the  CMG Acquisition (now UGI Appalachia) and completed the sale of its HVAC assets, which were previously held by UGI HVAC Enterprises, Inc. UGI  Utilities  continued  to  execute  on  its  infrastructure  replacement  and  system  betterment  program,  with  significant  capital  expenditures  in  Fiscal  2020.    UGI Utilities continued to make progress toward its goal of replacing the cast iron portions of its gas mains by March 2027 and the bare steel portion of its gas mains by September 2041.  In addition, on October 8, 2020, the PAPUC issued a final order approving a settlement of a base rate proceeding that permits Gas Utility to utilize a two-step 10 Table of Contents phase-in of a $20 million base distribution revenue increase, with $10 million effective January 1, 2021, and $10 million effective July 1, 2021. In its first full fiscal year as a wholly owned subsidiary of UGI following the AmeriGas Merger, AmeriGas Propane continued to focus on initiatives that provide a superior customer experience, including by expanding its Cynch propane home delivery service into thirteen cities as of September 30, 2020. AmeriGas Propane plans to introduce Cynch into additional markets in Fiscal 2021 and Fiscal 2022. During Fiscal 2020, AmeriGas Propane and UGI International continued to execute on multi-year business transformation initiatives. These initiatives are designed to improve long-term operational performance by, among other things, reducing costs and improving efficiency in the areas of sales and marketing, supply and logistics,  operations,  purchasing,  and  administration.  In  addition,  these  business  transformation  initiatives  focus  on  enhancing  the  customer  experience  through, among  other  things,  enhanced  customer  relationship  management  and  an  improved  digital  customer  experience.  In  Fiscal  2020,  AmeriGas  Propane  and  UGI International  realized  more  than  $40  million  and  approximately  €7  million  in  benefits,  respectively,  from  these  business  transformation  initiatives  and  both businesses  expect  to  continue  executing  on  these  initiatives  in  Fiscal  2021.  For  further  information  on  these  initiatives,  see  “Management’s  Discussion  and Analysis of Financial Condition and Results of Operations - Executive Overview - Impact of Strategic Initiatives.” Corporate Information UGI  was  incorporated  in  Pennsylvania  in  1991.  The  Company  is  not  subject  to  regulation  by  the  PAPUC  and  it  is  a  “holding  company”  under  PUHCA  2005. PUHCA 2005 and the implementing regulations of FERC give FERC access to certain holding company books and records and impose certain accounting, record- keeping, and reporting requirements on holding companies. PUHCA 2005 also provides state utility regulatory commissions with access to holding company books and records in certain circumstances. Pursuant to a waiver granted in accordance with FERC’s regulations on the basis of UGI’s status as a single-state holding company system, UGI is not subject to certain of the accounting, record-keeping, and reporting requirements prescribed by FERC’s regulations. Our executive offices are located at 460 North Gulph Road, King of Prussia, Pennsylvania 19406, and our telephone number is (610) 337-1000. In this report, the terms “Company” and “UGI,” as well as the terms “our,” “we,” “us,” and “its” are sometimes used as abbreviated references to UGI Corporation or, collectively, UGI  Corporation  and  its  consolidated  subsidiaries.  For  further  information  on  the  meaning  of  certain  terms  used  in  this  Report,  see  “Glossary  of  Terms  and Abbreviations.” The  Company’s  corporate  website  can  be  found  at  www.ugicorp.com.  Information  on  our  website,  including  the  information  published  in  our  Sustainability Reports, is not intended to be incorporated into this Report. The Company makes available free of charge at this website (under the “Investors - Financial Reports - SEC Filings and Proxies” caption) copies of its reports filed or furnished pursuant to Section 13(a) or 15(d) of the Exchange Act, including its Annual Reports on Form 10-K, its Quarterly Reports on Form 10-Q and its Current Reports on Form 8-K. The Company’s Principles of Corporate Governance and Code of Business Conduct and Ethics are available on the Company’s website under the caption “Company - Leadership and Governance - Governance Documents.” The charters of the Audit, Corporate Governance, Compensation and Management Development, and Safety, Environmental and Regulatory Compliance Committees of the Board of Directors are available on the Company’s website under the caption “Company - Committees & Charters.” All of these documents are also available free of charge by writing to Director, Investor Relations, UGI Corporation, P.O. Box 858, Valley Forge, PA 19482. Products, Services and Marketing AMERIGAS PROPANE Our domestic propane distribution business is conducted through AmeriGas Propane. AmeriGas Propane serves over 1.5 million customers in all 50 states from more  than  1,800  propane  distribution  locations.  In  addition  to  distributing  propane,  AmeriGas  Propane  also  sells,  installs  and  services  propane  appliances, including  heating  systems  and  propane-powered  generators.  Typically,  propane  distribution  locations  are  in  suburban  and  rural  areas  where  natural  gas  is  not readily available. Our local offices generally consist of a business office and propane storage. As part of its overall transportation and distribution infrastructure, AmeriGas Propane operates as an interstate carrier in all states throughout the continental U.S. AmeriGas Propane sells propane primarily to residential, commercial/industrial, motor fuel, agricultural and wholesale customers. AmeriGas Propane distributed approximately 1.1 billion gallons of propane in Fiscal 2020. Approximately 92% of 11 Table of Contents AmeriGas Propane’s Fiscal 2020 sales (based on gallons sold) were to retail accounts and approximately 8% were to wholesale and supply customers. Sales to residential customers in Fiscal 2020 represented approximately 33% of retail gallons sold; commercial/industrial customers 41%; motor fuel customers 18%; and agricultural  customers  4%.  Transport  gallons,  which  are  large-scale  deliveries  to  retail  customers  other  than  residential,  accounted  for  4%  of  Fiscal  2020  retail gallons. No single customer represents, or is anticipated to represent, more than 5% of AmeriGas Propane’s consolidated revenues. The ACE program continued to be an integral element of AmeriGas Propane’s business in Fiscal 2020. At September 30, 2020, ACE cylinders were available at over 61,000 retail  locations throughout the U.S. Sales of  our ACE cylinders to retailers  are included in commercial/industrial sales. The  ACE program enables consumers  to  purchase  or  exchange  propane  cylinders  at  various  retail  locations  such  as  home  centers,  gas  stations,  mass  merchandisers  and  grocery  and convenience stores. In addition, in Fiscal 2020, we continued to expand our Cynch propane home delivery service, which is now available in thirteen cities as of September 30, 2020, and plan to expand into additional markets in Fiscal 2021 and Fiscal 2022. We also supply retailers with large propane tanks to enable them to replenish customers’ propane cylinders directly at the retailer’s location. Residential and commercial customers use propane primarily for home heating, water heating and cooking purposes. Commercial users include hotels, restaurants, churches,  warehouses,  and  retail  stores.  Industrial  customers  use  propane  to  fire  furnaces,  as  a  cutting  gas  and  in  other  process  applications.  Other  industrial customers are large-scale heating accounts and local gas utility customers that use propane as a supplemental fuel to meet peak load deliverability requirements. As a  motor  fuel,  propane  is  burned  in  internal  combustion  engines  that  power  school  buses  and  other  over-the-road  vehicles,  forklifts,  and  stationary  engines. Agricultural  uses  include  tobacco  curing,  chicken  brooding,  crop  drying,  and  orchard  heating.  In  its  wholesale  operations,  AmeriGas  Propane  principally  sells propane to large industrial end-users and other propane distributors. Retail deliveries of propane are usually made to customers by means of bobtail and rack trucks. Propane is pumped from the bobtail truck, which generally holds 2,400 to 3,000 gallons of propane, into a stationary storage tank on the customer’s premises. AmeriGas Propane owns most of these storage tanks and leases them to its customers. The capacity of these tanks ranges from approximately 120 gallons to approximately 1,200 gallons. AmeriGas Propane also delivers propane in portable cylinders, including ACE and motor fuel cylinders. Some of these deliveries are made to the customer’s location, where cylinders are either picked up or replenished in place. During Fiscal 2020, we made technology and other investments to promote the safety of our employees and the communities we serve. For example, (i) we began upgrading  cameras  in  our  delivery  and  service  vehicles  to  include  in-cab  coaching  capabilities,  among  other  functionality  and  (ii)  we  continued  to  install  fall protection  towers  on  rail  terminals  that  are  designed  to  prevent  employees  from  falling  during  the  process  of  offloading  propane  into  bulk  storage.  For  more information on safety initiatives at AmeriGas Propane, as well as our other businesses, see “Human Capital Initiatives - Workplace Safety.” Moreover,  in  Fiscal  2020,  AmeriGas  Propane  continued  executing  on  multi-year  business  transformation  initiatives  designed  to  improve  long-term  operational performance by, among other things, reducing costs and improving efficiency in the areas of sales and marketing, supply and logistics, operations, purchasing, and administration. These initiatives focus on enhancing the customer experience through focused customer relationship management and an improved digital customer experience. In Fiscal 2020, AmeriGas Propane realized more than $40 million in benefits from these business transformation initiatives and expects to continue executing on these initiatives in Fiscal 2021. For further information on these initiatives, see “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations - Executive Overview - Impact of Strategic Initiatives.” Propane Supply and Storage The  U.S.  propane  market  has  approximately  200  domestic  and  international  sources  of  supply,  including  the  spot  market.  Supplies  of  propane  from  AmeriGas Propane’s sources historically have been readily available; however, beginning in April 2020, certain geographies experienced varying levels of reduced propane availability as a result of COVID-19. While some refineries returned to normal production by September 2020, others had ceased operations entirely. In addition to these factors, the availability and pricing of propane supply has historically been dependent upon, among other things, the severity of winter weather, the price and availability of competing fuels such as natural gas and crude oil, and the amount and availability of exported supply and, to a much lesser extent, imported supply. For more information on risks relating to our supply chain, see “Risk Factors - Risks Relating to Our Supply Chain and Our Ability to Obtain Adequate Quantities of LPG.” In response to these supply challenges, AmeriGas Propane utilized a combination of increased regional storage as well as rail and transport supply from different origins to offset localized supply/demand imbalances. We also utilized our extensive distribution and logistics channels to minimize disruption to our customers as a result of localized supply chain interruptions due to (i) rail strikes that delayed transit of supply from Canada to multiple western U.S. states during November and December 12 Table of Contents 2019, (ii) hurricanes in the southern U.S. during the summer of 2020, and (iii) wild fires in Washington, Oregon and across the western U.S. during September 2020. During  Fiscal  2020,  approximately  98%  of  AmeriGas  Propane’s  propane  supply  was  purchased  under  supply  agreements  with  terms  of  one  to  three  years. Although no assurance can be given that supplies of propane will be readily available in the future, management currently expects to be able to secure adequate supplies during Fiscal 2021. If supply from major sources were interrupted, however, the cost of procuring replacement supplies and transporting those supplies from alternative locations might be materially higher and, at least on a short-term basis, margins could be adversely affected. In Fiscal 2020, AmeriGas Propane derived  approximately  13%  of  its  propane  supply  from  Enterprise  Products  Operating  LLC,  approximately  10%  of  its  propane  supply  from  Targa  Liquids Marketing  and  Trade,  and  approximately  10%  of  its  propane  supply  from  Crestwood  Services,  LLC.  No  other  single  supplier  provided  more  than  10%  of AmeriGas Propane’s total propane supply in Fiscal 2020. In certain geographic areas, however, a single supplier provides more than 50% of AmeriGas Propane’s requirements. Disruptions in supply in these areas could also have an adverse impact on the AmeriGas Propane’s margins. AmeriGas Propane’s supply contracts typically provide for pricing based upon (i) index formulas using the current prices established at a major storage point such as Mont Belvieu, Texas, or Conway, Kansas, or (ii) posted prices at the time of delivery. In addition, some agreements provide maximum and minimum seasonal purchase volume guidelines. The percentage of contract purchases, and the amount of supply contracted for at fixed prices, will vary from year to year. AmeriGas Propane  uses  a  number  of  interstate  pipelines,  as  well  as  railroad  tank  cars,  delivery  trucks  and  barges,  to  transport  propane  from  suppliers  to  storage  and distribution facilities. AmeriGas Propane stores propane at various storage facilities and terminals located in strategic areas across the U.S. Because AmeriGas Propane’s profitability is sensitive to changes in wholesale propane costs, AmeriGas Propane generally seeks to pass on increases in the cost of propane to customers. There is no assurance, however, that AmeriGas Propane will always be able to pass on product cost increases fully, or keep pace with such increases, particularly when product costs rise rapidly. Product cost increases can be triggered by periods of severe cold weather, supply interruptions, increases in the  prices  of  base  commodities  such  as  crude  oil  and  natural  gas,  or  other  unforeseen  events.  AmeriGas  Propane  has  supply  acquisition  and  product  cost  risk management  practices  to  reduce  the  effect  of  volatility  on  selling  prices.  These  practices  currently  include  the  use  of  summer  storage,  forward  purchases  and derivative commodity instruments, such as propane price swaps. See “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations - Market Risk Disclosures.” The following graph shows the average prices of propane on the propane spot market during the last five fiscal years at Mont Belvieu, Texas, and Conway, Kansas, both major storage areas. Average Propane Spot Market Prices 13 Table of Contents General Industry Information Propane is separated from crude oil during the refining process and also extracted from natural gas or oil wellhead gas at processing plants. Propane is normally transported and stored in a liquid state under moderate pressure or refrigeration for economy and ease of handling in shipping and distribution. When the pressure is released or the temperature is increased, it is usable as a flammable gas. Propane is colorless and odorless; an odorant is added to allow for its detection. Propane is considered a clean alternative fuel under the Clean Air Act Amendments of 1990, producing negligible amounts of pollutants when properly consumed. Competition Propane  competes  with  other  sources  of  energy,  some  of  which  are  less  costly  for  equivalent  energy  value.  Propane  distributors  compete  for  customers  with suppliers of electricity, fuel oil and natural gas, principally on the basis of price, service, availability and portability. Electricity is generally more expensive than propane  on  a  Btu  equivalent  basis,  but  the  convenience  and  efficiency  of  electricity  make  it  an  attractive  energy  source  for  consumers  and  developers  of  new homes. Fuel oil, which is also a major competitor  of propane, is currently  more  expensive than propane  and is a less environmentally  attractive  energy source. Furnaces  and  appliances  that  burn  propane  will  not  operate  on  fuel  oil,  and  vice  versa,  and,  therefore,  a  conversion  from  one  fuel  to  the  other  requires  the installation of new equipment. Propane serves as an alternative to natural gas in rural and suburban areas where natural gas is unavailable or portability of product is required. Natural gas is generally a significantly less expensive source of energy than propane, although in areas where natural gas is available, propane is used for certain industrial and commercial applications and as a standby fuel during interruptions in natural gas service. The gradual expansion of the nation’s natural gas distribution systems has resulted in the availability of natural gas in some areas that previously depended upon propane. However, natural gas pipelines are not present in many areas of the country where propane is sold for heating and cooking purposes. For motor fuel customers, propane competes with gasoline, diesel fuel, electric batteries, fuel cells and, in certain applications, LNG and compressed natural gas. Wholesale propane distribution is a highly competitive, low margin business. Propane sales to other retail distributors and large-volume, direct-shipment industrial end-users are price sensitive and frequently involve a competitive bidding process. Retail propane industry volumes have been declining for several years and no or modest growth in total demand is foreseen in the next several years. Therefore, AmeriGas Propane’s ability to grow within the industry is dependent on the success of its sales and marketing programs designed to attract and retain customers, the success of business transformation  initiatives,  its ability  to achieve internal  growth, which includes expansion of the ACE and National Accounts programs (through which multi-location propane users enter into a single AmeriGas Propane supply agreement rather than agreements with multiple suppliers), and its ability to acquire other retail distributors. The failure of AmeriGas Propane to retain and grow its customer base would have an adverse effect on its long-term results. The domestic propane retail distribution business is highly competitive. AmeriGas Propane competes in this business with other large propane marketers, including other full-service  marketers,  and thousands of small independent  operators.  Some farm  cooperatives,  rural electric  cooperatives  and fuel oil  distributors  include propane distribution in their businesses and AmeriGas Propane competes with them as well. The ability to compete effectively depends on providing high quality customer service, maintaining competitive retail prices and controlling operating expenses. AmeriGas Propane also offers customers various payment and service options, including guaranteed price programs, fixed price arrangements and pricing arrangements based on published propane prices at specified terminals. In Fiscal 2020, AmeriGas Propane’s retail propane sales totaled nearly 1.0 billion gallons. Based on the most recent annual survey by the American Petroleum Institute, 2018 domestic retail propane sales (annual sales for other than chemical uses) in the U.S. totaled approximately 9.3 billion gallons. Based on LP-GAS magazine  rankings,  2018  sales  volume  of  the  ten  largest  propane  distribution  companies  (including  AmeriGas  Partners)  represented  approximately  34%  of domestic retail propane sales. Properties As of September 30, 2020, the Partnership owned approximately 88% of its approximately 530 local offices throughout the country. The transportation of propane requires specialized equipment. The trucks and railroad tank cars utilized for this purpose carry specialized steel tanks that maintain the propane in a liquefied state. As of September 30, 2020, the Partnership operated a transportation fleet with the following assets: 14 Table of Contents Approximate Quantity & Equipment Type % Owned 900 350 760 2,420 320 3,070 Trailers Tractors Railroad tank cars Bobtail trucks Rack trucks Service and delivery trucks 72% 3% 0% 10% 13% 17% % Leased 28% 97% 100% 90% 87% 83% Other  assets  owned  at  September  30,  2020  included  approximately  974,000  stationary  storage  tanks  with  typical  capacities  of  more  than  120  gallons, approximately 4.2 million portable propane cylinders with typical capacities of 1 to 120 gallons, 23 terminals and 12 transflow units. Trade Names, Trade and Service Marks ® ® AmeriGas  Propane  markets  propane  and  other  services  principally  under  the  “AmeriGas ,”  “America’s  Propane  Company ,”  “Driving  Every  Day ,” “Relationships  Matter ”  and  “Cynch ”  trade  names  and  related  service  marks.  AmeriGas  Propane  also  markets  propane  under  various  other  trade  names throughout  the  U.S.  UGI owns, directly  or  indirectly,  all  the  right,  title  and  interest  in  the  “AmeriGas”  name  and  related  trade  and  service  marks.  The  General Partner owns all right, title and interest in the “America’s Propane Company” trade name and related service marks. The Partnership has an exclusive (except for use by UGI, AmeriGas, Inc., AmeriGas Polska Sp. z.o.o. and the General Partner), royalty-free license to use these trade names and related service marks. UGI and the General Partner each have the option to terminate its respective license agreement (except its licenses with permitted transferees and on 12 months prior notice in the case of UGI), without penalty, if the General Partner is removed as general partner of the Partnership for cause. If the General Partner ceases to serve as the general partner of the Partnership other than for cause, the General Partner has the option to terminate its license agreement upon payment of a fee to AmeriGas Propane, L.P. equal to the fair market value of the licensed trade names. UGI has a similar termination option; however, UGI must provide 12 months’ prior notice in addition to paying the fee to AmeriGas OLP. UGI and the General Partner each also have the right to terminate its respective license agreement in order to settle any claim of infringement, unfair competition or similar claim or if the agreement has been materially breached without appropriate cure. ® ® ® Seasonality Because many customers use propane for heating purposes, AmeriGas Propane’s retail sales volume is seasonal. During Fiscal 2020, approximately 65% of the Partnership’s retail sales volume occurred, and substantially all of AmeriGas Propane’s operating income was earned, during the peak heating season from October through March. As a result of this seasonality, revenues are typically higher in AmeriGas Propane’s first and second fiscal quarters (October 1 through March 31). Cash receipts are generally greatest during the second and third fiscal quarters when customers pay for propane purchased during the winter heating season. As a result of the AmeriGas Merger, we expect that UGI will continue to derive a greater percentage of its earnings during the peak heating season of October through March. For more information on the risks associated with the seasonality of our business, see “Risk Factors - Our business is seasonal and decreases in the demand for our energy products and services because of warmer-than-normal heating season weather or unfavorable weather conditions may adversely affect our results of operations.” Sales volume for AmeriGas Propane traditionally fluctuates from year-to-year in response to variations in weather, prices, competition, customer mix and other factors, such as conservation efforts and general economic conditions. For information on national weather statistics, see “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations.” Government Regulation AmeriGas  Propane  is  subject  to  various  federal,  state  and  local  environmental,  health,  safety  and  transportation  laws  and  regulations  governing  the  storage, distribution and transportation of propane and the operation of bulk storage propane terminals. Environmental Generally, applicable environmental laws impose limitations on the discharge of pollutants, establish standards for the handling of solid and hazardous substances, and  require  the  investigation  and  cleanup  of  environmental  contamination.  These  laws  include,  among  others,  the  Resource  Conservation  and  Recovery  Act, CERCLA, the Clean Air Act, the Clean Water Act, the 15 Table of Contents Homeland  Security  Act  of  2002,  the  Emergency  Planning  and  Community  Right-to-Know  Act,  comparable  state  statutes  and  any  applicable  amendments.  The Partnership incurs expenses associated with compliance with its obligations under federal and state environmental laws and regulations, and we believe that the Partnership is in material compliance with its obligations. The Partnership maintains various permits that are necessary to operate its facilities, some of which may be  material  to  its  operations.  AmeriGas  Propane  continually  monitors  its  operations  with  respect  to  potential  environmental  issues,  including  changes  in  legal requirements. AmeriGas  Propane  is  investigating  and  remediating  contamination  at  a  number  of  present  and  former  operating  sites  in  the  U.S.,  including  sites  where  its predecessor entities operated manufactured gas plants. CERCLA and similar state laws impose joint and several liability on certain classes of persons considered to have contributed to the release or threatened release of a “hazardous substance” into the environment without regard to fault or the legality of the original conduct. Propane is not a hazardous substance within the meaning of CERCLA. Health and Safety AmeriGas Propane is subject to the requirements of OSHA and comparable state laws that regulate the protection of the health and safety of our workers. These laws require the Partnership, among other things, to maintain information about materials, some of which may be hazardous or toxic, that are used, released, or produced in the course of our operations. Certain portions of this information must be provided to employees, federal and state and local governmental authorities and responders, commercial and industrial customers and local citizens in accordance with applicable federal and state Emergency Planning and Community Right- to-Know Act requirements. AmeriGas Propane’s operations are also subject to federal safety hazard communication requirements and reporting obligations. All states in which AmeriGas Propane operates have adopted fire safety codes that regulate the storage, distribution, and use of propane. In some states, these laws are administered by state agencies, and in others they are administered on a municipal level. AmeriGas Propane conducts training programs to help ensure that its operations  are  in  compliance  with  applicable  governmental  regulations.  With  respect  to  general  operations,  AmeriGas  Propane  is  subject  in  all  jurisdictions  in which it operates to rules and procedures governing the safe handling of propane, including those established by National Fire Protection Association Pamphlets No.  54  and  No.  58,  various  state,  local  and  international  codes  (including  international  fire,  building  and  fuel  gas  codes),  and  OSHA  fall  protection  standards. Management believes that the policies and procedures currently in effect at all of its facilities for the handling, storage, distribution and use of propane, as well as its fall protection standards, are consistent with industry standards and are in compliance, in all material respects, with applicable laws and regulations. With respect to the transportation of propane by truck, AmeriGas Propane is subject to regulations promulgated under federal legislation, including the Federal Motor  Carrier  Safety  Act,  the  Hazardous  Materials  &  Transportation  Act  and  the  Homeland  Security  Act  of  2002.  Regulations  under  these  statutes  cover  the security  and  transportation  of  hazardous  materials,  including  propane  for  purposes  of  these  regulations,  and  are  administered  by  the  Pipeline  and  Hazardous Materials Safety Administration of the DOT. The Natural Gas Safety Act of 1968 required the DOT to develop and enforce minimum safety regulations for the transportation of gases by pipeline. The DOT's pipeline safety regulations apply to, among other things, a propane gas system that supplies 10 or more residential customers or two or more commercial customers from a single source and to a propane gas system any portion of which is located in a public place. The DOT’s pipeline safety regulations require operators of all gas systems to provide operator qualification standards and training and written instructions for employees and third party contractors working on covered pipelines and facilities, establish written procedures to minimize the hazards resulting from gas pipeline emergencies, and  conduct  and  keep  records  of inspections  and  testing.  Operators  are  subject  to  the Pipeline  Safety  Improvement  Act of  2002. Management  believes  that  the procedures  currently  in  effect  at  all  of  AmeriGas  Propane’s  facilities  for  the  handling,  storage,  transportation  and  distribution  of  propane  are  consistent  with industry standards and are in compliance, in all material respects, with applicable laws and regulations. Climate Change There continues to be concern, both nationally and internationally, about climate change and the contribution of GHG emissions, most notably carbon dioxide, to global warming. Because propane is considered a clean alternative fuel under the federal Clean Air Act Amendments of 1990, the Partnership anticipates that this will provide it with a competitive advantage over other sources of energy, such as fuel oil and coal, to the extent new climate change regulations become effective. At the same time, increased regulation of GHG emissions, especially in the transportation sector, could impose significant additional costs on AmeriGas Propane, its suppliers, its vendors and its customers. In recent years, there has been an increase in state initiatives aimed at regulating GHG emissions. For example, the California Environmental Protection Agency established a Cap & Trade program that requires certain covered entities, including propane distribution companies, to purchase allowances 16 Table of Contents to compensate for the GHG emissions created by their business operations. Compliance with these types of regulations may increase our operating costs if we are unable to pass on these costs to our customers. Employees The Partnership does not directly employ any persons responsible for managing or operating the Partnership. The General Partner provides these services and is reimbursed  for  its  direct  and  indirect  costs  and  expenses,  including  all  compensation  and  benefit  costs.  At  September  30,  2020,  the  General  Partner  had approximately 6,500 employees, including more than 160 part-time, seasonal and temporary employees, working on behalf of the Partnership. UGI also performs, and is reimbursed for, certain financial and administrative services on behalf of the Partnership and AmeriGas OLP. UGI INTERNATIONAL UGI  International,  through  subsidiaries  and  affiliates,  conducts  (i)  an  LPG  distribution  business  in  17  countries  throughout  Europe  (France,  Poland,  Austria, Hungary, the Czech Republic, Slovakia, Switzerland, Romania, Belgium, the Netherlands, Luxembourg, the United Kingdom, Italy, Finland, Denmark, Norway and  Sweden),  and  (ii)  an  energy  marketing  business  in  France,  Belgium,  the  Netherlands  and  the  United  Kingdom.  Based  on  Fiscal  2020  volumes,  UGI International believes that it is the largest distributor of LPG in France, Austria, Belgium, Denmark, Luxembourg and Norway and one of the largest distributors of LPG in Poland, Hungary, the Czech Republic, Slovakia, the Netherlands and Sweden. Products, Services and Marketing LPG Distribution Business During Fiscal 2020, UGI International sold approximately 870 million gallons of LPG throughout Europe. UGI International operates under seven distinct LPG brands, and its customer base primarily consists of residential, commercial, industrial, agricultural, wholesale and automobile fuel (‘‘autogas’’) customers that use LPG  for  space  heating,  cooking,  water  heating,  motor  fuel,  leisure  activities,  crop  drying,  irrigation,  construction,  power  generation,  manufacturing  and  as  an aerosol propellant. For Fiscal 2020, 48% of UGI International’s LPG volume was sold to commercial and industrial customers, 19% was sold to residential, 12% was sold to agricultural and 21% was sold to wholesale and other customers (including autogas). UGI International supplies LPG to its customers in small, medium and large bulk tanks at their locations. In addition to bulk sales, UGI International sells LPG in cylinders through retail outlets, such as supermarkets, individually owned stores and gas stations and directly to businesses that operate LPG-powered forklifts. Sales of LPG are also made to service stations to fuel vehicles that run on LPG. Approximately 62% of Fiscal 2020 LPG sales (based on volumes) were attributed to bulk, 17% to cylinder, 17% to wholesale and 4% to autogas. For Fiscal 2020, no single customer represented more than 5% of UGI International’s revenues. Bulk UGI International classifies its bulk customers as small, medium or large bulk, depending upon volume consumed annually at the customer locations. Based on volumes  consumed,  small  bulk  customers  are  primarily  residential  and  small  business  users,  such  as  restaurants,  that  use  LPG mainly  for  heating  and  cooking. Medium bulk customers consist mainly of large residential housing developments, hospitals, hotels, municipalities, medium-sized industrial enterprises and poultry brooders. Large bulk customers include agricultural customers (including crop drying) and companies that use LPG in their industrial processes. At September 30, 2020, UGI International had over 515,000 bulk LPG customers and sold more than 570 million gallons of bulk LPG during Fiscal 2020. Cylinder UGI International sells LPG in both steel and composite cylinders and typically owns the cylinders in which the LPG is sold. The principal end-users of cylinders are  residential  customers  who  use  LPG  for  domestic  applications,  such  as  cooking  and  heating.  Non-residential  uses  include  fuel  for  forklift  trucks,  road construction  and welding.  At September  30,  2020, UGI International  had  approximately  20 million  cylinders  in  circulation  and sold  approximately  150 million gallons of LPG in cylinders during Fiscal 2020. UGI International also delivers LPG to wholesale and retail customers in cylinders, including through the use of vending machines. Wholesale, Autogas and Other Services Approximately 17% of UGI International’s Fiscal 2020 LPG sales (based on volumes) were to wholesale customers (including small competitors, large industrial customers and aerosol customers), and approximately 4% of Fiscal 2020 LPG sales (based on volumes) were to autogas customers. UGI International also provides logistics, storage and other services to third-party LPG distributors. 17 Table of Contents Energy Marketing Business UGI  International  markets  and  supplies  natural  gas  and  electricity  to  small  and  medium  enterprises,  schools  and  municipalities  through  third-party  distribution systems.  UGI  International  started  developing  its  energy  marketing  business  organically  in  2012  and  further  expanded  this  business  through  the  acquisition  of DVEP in the Netherlands in August 2017. UGI International sold approximately 29 Bcf of natural gas and over 3,400 Gwh of electricity during Fiscal 2020. LPG Supply, Storage and Transportation UGI  International  is  typically  party  to  term  contracts,  with  approximately  45  different  suppliers,  including  producers  and  international  oil  and  gas  trading companies, to meet LPG supply requirements throughout Europe. LPG supply is transported via rail and sea, and by road for shorter distances. Agreements are generally  one-  to  two-year  terms  with  pricing  based  on  internationally  quoted  market  prices.  Additionally,  LPG  is  purchased  on  the  European  spot  markets  to manage  supply  needs.  In  certain  geographic  areas  (the  United  Kingdom  and  Italy),  a  single  supplier  may  provide  approximately  50%  or  more  of  UGI International’s requirements. Because UGI International’s profitability is sensitive to changes in wholesale LPG costs, UGI International generally seeks to pass on increases in the cost of LPG to its customers. There can be no assurance, however, that UGI International will always be able to pass on product cost increases fully, or keep pace with such increases, particularly when product costs rise rapidly. Product cost increases can be triggered by periods of severe cold weather, supply interruptions, increases in the prices of base commodities such as crude oil and natural gas, or other unforeseen events. In the second half of Fiscal 2020, propane and butane production reduction occurred at refineries due to COVID-19 related demand decreases on primary fuels such  as  jet,  gasoline  and  diesel.  Reductions  started  in  April  2020  and  continued  in  varying  levels  throughout  the  remainder  of  the  fiscal  year.  The  severity  of reductions varied across the European market and the return of production to normal levels has also varied. At some refineries, production returned to normal by September 2020, while other refineries continue to operate at lower rates, and some have permanently ceased operations. UGI International stores LPG at various storage facilities and terminals located across Europe and has interests in 10 primary storage facilities and more than 80 secondary storage facilities. LPG stored in primary storage facilities is transported to smaller storage facilities by rail and road. At secondary storage facilities, LPG is loaded into cylinders or trucks equipped with tanks and then delivered to customers. UGI International also manages an extensive logistics and transportation network and has access to seaborne import facilities. UGI International transports LPG to customers primarily through outsourced transportation providers to serve both bulk and cylinder markets. UGI International has long-term relationships with many providers of logistics and transportation services in most of its markets and is not dependent on the services of any single transportation provider. Competition and Seasonality The LPG markets in western and northern Europe are mature, with modest declines in total demand due to competition with other fossil fuels and other energy sources, conservation and macroeconomic conditions. Sales volumes are affected principally by the severity of the weather and customer migration to alternative energy  forms,  including  natural  gas,  electricity,  heating  oil  and  wood.  High  LPG  prices  also  may  result  in  slower  than  expected  growth  due  to  customer conservation  and  customers  seeking  less  expensive  alternative  energy  sources.  In  addition,  government  policies  and  incentives  that  favor  alternative  energy sources, such as wind and solar, can result in customers migrating to energy sources other than LPG. In addition to price, UGI International competes for customers in its various markets based on contract terms. UGI International competes locally as well as regionally in many of its service territories. Additionally, particularly in  France,  although  UGI  International  supplies  certain  supermarket  chains,  it  also  competes  with  some  of  these  supermarket  chains  that  affiliate  with  LPG distributors to offer their own brands of cylinders. UGI International seeks to increase demand for its LPG cylinders through marketing and product innovations. In its energy marketing business, UGI International competes against small- and medium-sized enterprise providers of natural gas and electricity in four countries in Europe where the markets have been deregulated for at least ten years. The markets are generally stable, developed and growing and competition can be local, regional or pan-European. Because many of UGI International’s customers use LPG for heating, sales volume is affected principally by the severity of the temperatures during the heating season  months  and  traditionally  fluctuates  from  year-to-year  in  response  to  variations  in  weather,  prices  and  other  factors,  such  as  conservation  efforts  and  the economic environment. During Fiscal 2020, approximately 63% of UGI International’s retail sales volume occurred, and substantially all of UGI International’s operating income was earned, during the peak heating season from October through March. As a result of this seasonality, revenues are typically higher in UGI International’s  first  and  second  fiscal  quarters  (October  1  through  March  31).  For  historical  information  on  weather  statistics  for  UGI  International,  see ‘‘Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations.’’ 18 Table of Contents Government Regulation UGI International’s business is subject to various laws and regulations at the country and local levels, as well as at the EU level, with respect to matters such as protection  of  the  environment,  the  storage,  transportation  and  handling  of  hazardous  materials  and  flammable  substances  (including  the  Seveso  II  Directive), regulations  specific  to  bulk  tanks,  cylinders  and  piped  networks,  competition,  pricing,  regulation  of  contract  terms,  anti-corruption  (including  the  U.S.  Foreign Corrupt Practices Act, Sapin II and the U.K. Bribery Act), data privacy and protection, and the safety of persons and property. Environmental Environmental laws and regulations may require expenditures over a long timeframe to control environmental effects. Estimates of liabilities for environmental response costs are difficult to determine with precision because of the various factors that can affect their ultimate level. These factors include, but are not limited to, the following: (i) the complexity of the site; (ii) changes in environmental laws and regulations; (iii) the number of regulatory agencies or other parties involved; (iv) new technology that renders previous technology obsolete or experience with existing technology that proves ineffective; (v) the level of remediation required; and (vi) variation between the estimated and actual period of time required to respond to an environmentally-contaminated site. Data Privacy The EU adopted the GDPR, which became effective in May of 2018. The GDPR expanded the EU data protection laws to all companies processing data of EU residents. It primarily focuses on unifying and strengthening the regulations dealing with the collection, processing, use and security of personal and sensitive data. Properties In addition to regional headquarter locations and sales offices throughout its service territory, UGI International has interests in 10 primary storage facilities and more than 80 secondary storage facilities. Employees At September 30, 2020, UGI International had over 2,600 employees, including approximately 150 part-time, seasonal and temporary employees. Retail Energy Marketing MIDSTREAM & MARKETING Our retail energy marketing business is conducted through Energy Services and sells natural gas, renewable natural gas, liquid fuels and electricity to nearly 14,000 residential, commercial and industrial customers at over 45,000 locations. We (i) serve customers in all or portions of Pennsylvania, New Jersey, Delaware, New York, Ohio, Maryland, Massachusetts, Virginia, North Carolina, South Carolina, Rhode Island, California and the District of Columbia, (ii) distribute natural gas through  the  use  of  the  distribution  systems  of  43  local  gas  utilities,  and  (iii)  supply  power  to  customers  through  the  use  of  the  transmission  lines  of  20  utility systems. Historically, a majority of Energy Services’ commodity sales have been made under fixed-price agreements, which typically contain a take-or-pay arrangement that permits  customers  to  purchase  a  fixed  amount  of  product  for  a  fixed  price  during  a  specified  period,  and  requires  payment  even  if  the  customer  does  not  take delivery of the product. However, a growing number of Energy Services’ commodity sales are currently being made under requirements contracts, under which Energy Services is typically an exclusive supplier and will supply as much product at a fixed price as the customer requires. Energy Services manages supply cost volatility related to these agreements by (i) entering into fixed-price supply arrangements with a diverse group of suppliers, (ii) holding its own interstate pipeline transportation and storage contracts to efficiently utilize gas supplies, (iii) entering into exchange-traded futures contracts on NYMEX and ICE, (iv) entering into over-the-counter derivative arrangements with major international banks and major suppliers, (v) utilizing supply assets that it owns or manages, and (vi) utilizing financial transmission rights to hedge price risk against certain transmission costs. Energy Services also bears the risk for balancing and delivering natural gas and power to its customers under various gas pipeline and utility company tariffs. See “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations - Market Risk Disclosures.” 19 Table of Contents Midstream Assets LNG Our midstream assets, which are owned by Energy Services and its subsidiaries, comprise a natural gas liquefaction, storage and vaporization facility in Temple, Pennsylvania,  a  natural  gas  liquefaction  and  storage  facility  in  Mehoopany,  Pennsylvania,  a  liquefied  natural  gas  vaporization  and  storage  facility  in  Steelton, Pennsylvania, and three small mobile facilities located in Reading, Mount Carmel and Stroudsburg, Pennsylvania. In Fiscal 2020, our Midstream & Marketing segment continued making investments to expand its energy peaking and LNG business. Energy Services continued construction of a large-scale LNG peak shaving facility in Bethlehem, Pennsylvania, which is designed to provide 70,000 dekatherms per day of peaking capacity and two million gallons of LNG storage. The Bethlehem LNG facility was commissioned in November 2020. In addition, Energy Services sells LNG to customers for use by trucks, drilling rigs, other motor vehicles and facilities located off the natural gas grid. In Fiscal 2020, our Midstream & Marketing segment also managed natural gas pipeline and storage contracts for utility company customers, including UGI Utilities. Natural Gas and Propane Storage Energy Services and its subsidiaries own propane storage and propane-air mixing stations in Bethlehem, Reading, Hunlock Creek, and White Deer, Pennsylvania. Energy  Services  and  its  subsidiaries  also  operate  propane  storage,  rail  transshipment  terminals  and  propane-air  mixing  stations  in  Steelton  and  Williamsport, Pennsylvania.  These  assets  are  used  in  Midstream  &  Marketing’s  energy  peaking  business  that  provides  supplemental  energy,  primarily  LNG  and  propane-air mixtures, to gas utilities at times of high demand (generally during periods of coldest winter weather). A wholly owned subsidiary of Energy Services owns and operates underground natural gas storage and related high pressure pipeline facilities, which have FERC approval to sell storage services at market-based rates. The storage facilities are located in the Marcellus Shale region of north-central Pennsylvania and have a total  storage  capacity  of  15  million  dekatherms  and  a  maximum  daily  withdrawal  quantity  of  224,000  dekatherms.  In  Fiscal  2020,  Energy  Services  leased approximately 72% of the firm capacity at its underground natural gas facilities to third parties. Gathering Systems and Pipelines Energy  Services  operates  the  Auburn  gathering  system  in  the  Marcellus  Shale  region  of  northeastern  Pennsylvania  with  a  total  system  capacity  of  635,000 dekatherms  per  day,  including  the  expansion  that  was  completed  in  early  Fiscal  2020.  The  gathering  system  delivers  into  both  the  Tennessee  Gas  and Transcontinental Gas pipelines. Energy Services also operates a 6.5-mile pipeline, known as the Union Dale pipeline, that gathers gas in Susquehanna County and has a capacity of 100,000 dekatherms per day. In addition, Energy Services owns and operates approximately 87 miles of natural gas gathering lines, dehydration and compression facilities, known as Texas Creek, Marshlands, and Ponderosa, located in Bradford, Tioga, Lycoming, Potter and Clinton Counties, Pennsylvania. The combined capacity of these three systems is more than 250,000 dekatherms per day. Energy Services and its subsidiaries also own and operate a 35 mile, 20-inch pipeline, known as the Sunbury pipeline, with related facilities located in Snyder, Union,  Northumberland,  Montour,  and  Lycoming  Counties,  Pennsylvania,  which  has  a  design  capacity  of  200,000  dekatherms  per  day.  In  addition,  Energy Services owns and operates the Mt. Bethel pipeline, which runs 12.5 miles in Northampton County, Pennsylvania and is designed to provide 72,000 dekatherms per day. Energy Services’ subsidiary, UGI Appalachia, consists of five natural gas gathering systems with approximately 240 miles of natural gas gathering pipelines and gas  compressors  and  one  processing  plant  in  southwestern  Pennsylvania,  eastern  Ohio,  and  the  panhandle  of  West  Virginia.  Energy  Services  also  has  a  47% ownership  interest  in  Pennant  Midstream,  LLC, a  natural  gas  gathering  system  that  was acquired  in  the  CMG Acquisition.  The  UGI  Appalachia  assets  provide natural  gas gathering  and processing services  in the Appalachian  Basin with gathering  capacity  of approximately  2,675,000 dekatherms  per day and processing capacity of approximately 240,000 dekatherms per day. In  Fiscal  2020,  our  Midstream  &  Marketing  segment  continued  to  develop  the  PennEast  Pipeline  project,  an  approximately  120-mile  pipeline  from  Luzerne County, Pennsylvania to the Transco pipeline interconnection in Mercer County, New Jersey. When completed, the pipeline will transport over 1 Bcf of low-cost natural  gas  to  residential  and  commercial  customers  each  day.  In  September  2019,  a  panel  of  the  U.S.  Court  of  Appeals  for  the  Third  Circuit  ruled  that  New Jersey’s Eleventh 20 Table of Contents Amendment immunity barred PennEast from bringing an eminent domain lawsuit in federal court, under the Natural Gas Act, against the State of New Jersey or its agencies. PennEast also filed a petition for declaratory order with the FERC regarding interpretation of the Natural Gas Act; the FERC issued an order favorable to PennEast’s position on January 30, 2020.  PennEast filed a petition for a writ of certiorari  to seek U.S. Supreme Court review of the Third Circuit decision on February 18, 2020. On June 29, 2020, the U.S. Supreme Court invited the U.S. Solicitor General to file a brief in the case expressing the views of the U.S. The ultimate outcome of these matters cannot be determined at this time, and could result in delays, additional costs, or the inability to move forward with the project, resulting  in  an  impairment  of  all  or  a  portion  of  our  investment  in  PennEast.  See  “Risk  Factors  -  The  expansion,  construction  and  development  of  our  energy infrastructure assets subjects us to risks.” Electric Generation Assets Midstream & Marketing holds electric generation facilities conducted by Energy Services’ wholly owned subsidiary, UGID. UGID owns and operates the Hunlock Creek Energy Center located near Wilkes-Barre, Pennsylvania, a 170-megawatt natural gas-fueled electricity generating station. UGID also owns and operates a landfill  gas-fueled  generation  plant  near  Hegins,  Pennsylvania,  with  gross  generating  capacity  of  11  megawatts,  that  qualifies  for  renewable  energy  credits. Additionally, UGID owns and operates 13.5 megawatts of solar-powered generation capacity in Pennsylvania, Maryland and New Jersey. On September 30, 2020, Energy Services completed the sale of its ownership stake in the Conemaugh coal-fired power generation facility. Renewable Natural Gas In July 2020, Energy Services purchased GHI Energy, LLC (“GHI”), a Houston-based company that markets renewable natural gas in California. GHI purchases gas produced from landfills and biodigesters and resells the gas to fleet operators in California. Environmental credits are generated through this process, which are then sold to various third parties for an additional revenue stream. Competition Our Midstream & Marketing segment competes with other midstream operators to sell gathering, compression, storage and pipeline transportation services. Our Midstream & Marketing segment competes in both the regulated and non-regulated environment against interstate and intrastate pipelines that gather, compress, process, transport and market natural gas. Our Midstream & Marketing segment sells midstream services primarily to producers, marketers and utilities on the basis of price, customer service, flexibility, reliability and operational experience. The competition in the midstream segment is significant and has grown recently in the northeast U.S. as more competitors seek opportunities offered by the development of the Marcellus and Utica Shales. Our Midstream & Marketing segment also competes with other marketers, consultants and local utilities to sell natural gas, liquid fuels, electric power and related services to customers in its service area principally on the basis of price, customer service and reliability. Midstream & Marketing’s midstream asset business has faced  an  increase  in  competition  in  recent  years  with  the  consolidation  of  companies  that  have  resulted  in  large,  national  competitors  that  can  offer  a  suite  of services across all customer segments. Our  electricity  generation  assets  compete  with  other  generation  stations  on  the  interface  of  PJM,  a  regional  transmission  organization  that  coordinates  the movement of wholesale electricity in certain states, including the states in which we operate, and bases sales on bid pricing. Government Regulation FERC has jurisdiction over the rates and terms and conditions of service of wholesale sales of electric capacity and energy, as well as the sales for resale of natural gas  and  related  storage  and  transportation  services.    Energy  Services  has  a  tariff  on  file  with  FERC,  pursuant  to  which  it  may  make  power  sales  to  wholesale customers at market-based rates. Energy Services also has market-based rate authority for power sales to wholesale customers, to the extent that Energy Services purchases power in excess of its retail customer needs.  Two subsidiaries of Energy Services, UGI LNG, Inc. and UGI Storage Company, currently operate natural gas  storage  facilities  under  FERC  certificate  approvals  and  offer  services  to  wholesale  customers  at  FERC-approved  market-based  rates.  Two  other  Energy Services  subsidiaries  operate  natural  gas  pipelines  that  are  subject  to  FERC  regulation.  UGI  Mt.  Bethel  Pipeline  Company,  LLC  operates  a  12.5-mile,  12-inch pipeline  located  in  Northampton  County,  Pennsylvania,  and  UGI  Sunbury,  LLC  operates  the  Sunbury  Pipeline,  a  35-mile,  20-inch  diameter  pipeline  located  in central 21 Table of Contents Pennsylvania.  Energy  Services  and  its  subsidiaries  undertake  various  activities  to  maintain  compliance  with  the  FERC  Standards  of  Conduct  with  respect  to pipeline  operations.  Energy  Services  is  also  subject  to  FERC  reporting  requirements,  market  manipulation  rules  and  other  FERC  enforcement  and  regulatory powers with respect to its wholesale commodity business. Midstream & Marketing’s midstream assets include natural gas gathering pipelines and compression and processing in northeastern Pennsylvania, southwestern Pennsylvania, eastern Ohio and the panhandle of West Virginia that are regulated under the Pipeline Safety Improvement Act of 2002 and subject to operational oversight by both the Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration and the PAPUC. Certain  of  our  Midstream  &  Marketing  businesses  are  subject  to  various  federal,  state  and  local  environmental,  safety  and  transportation  laws  and  regulations governing the storage, distribution and transportation of propane and the operation of bulk storage LPG terminals. These laws include, among others, the Resource Conservation and Recovery Act, CERCLA, the Clean Air Act, OSHA, the Homeland Security Act of 2002, the Emergency Planning and Community Right-to- Know  Act,  the  Clean  Water  Act  and  comparable  state  statutes.  CERCLA  imposes  joint  and  several  liability  on  certain  classes  of  persons  considered  to  have contributed to the release or threatened release of a “hazardous substance” into the environment without regard to fault or the legality of the original conduct. With respect to the operation of natural gas gathering and transportation pipelines, Energy Services also is required to comply with the provisions of the Pipeline Safety Improvement Act of 2002 and the regulations of the DOT. Our  Midstream  &  Marketing’s  electricity  generation  assets  own  electric  generation  facilities  that  are  within  the  control  area  of  PJM  and  are  dispatched  in accordance  with  a  FERC-approved  open  access  tariff  and  associated  agreements  administered  by  PJM.  UGID  receives  certain  revenues  collected  by  PJM, determined under an approved rate schedule.  Like Energy Services, UGID has a tariff on file with FERC pursuant to which it may make power sales to wholesale customers  at  market-based  rates,  and  FERC  has  approved  UGID’s  market-based  rate  authority  through  2022.  UGID  is  also  subject  to  FERC  reporting requirements, market manipulation rules and other FERC enforcement and regulatory powers. Employees At September 30, 2020, Midstream & Marketing had over 400 employees. UGI UTILITIES GAS UTILITY Gas Utility consists of the regulated  natural gas distribution  businesses of our subsidiary, UGI Utilities. Gas Utility serves approximately  670,000 customers  in eastern and central Pennsylvania and more than 500 customers in portions of one Maryland county. Gas Utility is regulated by the PAPUC and, with respect to its customers in Maryland, the MDPSC. Service Area; Revenue Analysis Gas Utility provides natural gas distribution services to approximately 670,000 customers in certificated portions of 46 eastern and central Pennsylvania counties through its distribution system. Contemporary materials, such as plastic or coated steel, comprise approximately 90% of Gas Utility’s more than 12,300 miles of gas mains, with bare steel pipe comprising approximately 8% and cast iron pipe comprising approximately 2% of Gas Utility’s gas mains. In accordance with Gas Utility’s agreement with the PAPUC, Gas Utility will replace the cast iron portion of its gas mains by March 2027 and the bare steel portion of its gas mains by September  2041.  The  service  area  includes  the  cities  of  Allentown,  Bethlehem,  Easton,  Harrisburg,  Hazleton,  Lancaster,  Lebanon,  Reading,  Scranton,  Wilkes- Barre, Lock Haven, Pittston, Pottsville and Williamsport, Pennsylvania, and the boroughs of Honesdale and Milford, Pennsylvania. Located in Gas Utility’s service area  are  major  production  centers  for  basic  industries  such  as  specialty  metals,  aluminum,  glass,  paper  product  manufacturing,  and  several  power  generation facilities. Gas Utility also distributes natural gas to more than 500 customers in portions of one Maryland county. System throughput (the total volume of gas sold to or transported for customers within Gas Utility’s distribution system) for Fiscal 2020 was approximately 310 Bcf. System sales of gas accounted for approximately 18% of system throughput, while gas transported for residential, commercial and industrial customers who bought their gas from others accounted for nearly 82% of system throughput. 22 Table of Contents Sources of Supply and Pipeline Capacity Gas Utility is permitted to recover all prudently incurred costs of natural gas it sells to its customers. See “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations - Market Risk Disclosures” and Note 9 to Consolidated Financial Statements. Gas Utility meets its service requirements by utilizing a diverse mix of natural gas purchase contracts with marketers and producers, along with storage and transportation service contracts. These arrangements enable Gas Utility to purchase gas from Marcellus, Gulf Coast, Mid-Continent, and Appalachian sources. For its transportation and storage functions, Gas Utility has long-term agreements with a number of pipeline companies, including Texas Eastern Transmission, LP, Columbia Gas Transmission, LLC, Transcontinental Gas Pipeline Company, LLC, Dominion Transmission, Inc., Tennessee Gas Pipeline Company, L.L.C., and Energy Services and its subsidiaries (including UGI Storage Company and UGI Sunbury, LLC). Gas Supply Contracts During Fiscal 2020, Gas Utility purchased approximately 83 Bcf of natural gas for sale to retail core-market customers (principally composed of firm- residential, commercial and industrial customers that purchase their gas from Gas Utility) and off-system sales customers. Ninety-five percent (95%) of the volumes purchased were supplied under agreements with 10 suppliers, with the remaining volumes supplied by 11 producers and marketers. Gas supply contracts for Gas Utility are generally no longer than 12 months. Gas Utility also has long-term contracts with suppliers for natural gas peaking supply during the months of November through March. Seasonality Because many of its customers use gas for heating purposes, Gas Utility’s sales are seasonal. For Fiscal 2020, approximately 59% of Gas Utility’s sales volume was supplied, and approximately 92% of Gas Utility’s operating income was earned, during the peak heating season from October through March. Competition Natural gas is a fuel that competes with electricity and oil and, to a lesser extent, with propane and coal. Competition among these fuels is primarily a function of their comparative price and the relative cost and efficiency of the equipment. Natural gas generally benefits from a competitive price advantage over oil, electricity and propane. Fuel oil dealers compete for customers in all categories, including industrial customers. Gas Utility responds to this competition with marketing and sales efforts designed to retain, expand, and grow its customer base. In substantially all of its service territories, Gas Utility is the only regulated gas distribution utility having the right, granted by the PAPUC or by law, to provide gas distribution services. All of Gas Utility’s customers, including core-market customers, have the right to purchase gas supplies from entities other than natural gas distribution utility companies. A  number  of  Gas  Utility’s  commercial  and  industrial  customers  have  the  ability  to  switch  to  an  alternate  fuel  at  any  time  and,  therefore,  are  served  on  an interruptible basis under rates that are competitively priced with respect to the alternate fuel. Margin from these customers, therefore, is affected by the difference or “spread” between the customers’ delivered cost of gas and the customers’ delivered cost of the alternate fuel, the frequency and duration of interruptions, and alternative firm service options. See “Gas Utility Regulation and Rates - PAPUC Jurisdiction and Gas Utility Rates.” Approximately  48% of Gas Utility’s  annual  throughput  volume  for commercial  and industrial  customers  represents  firm,  non-interruptible  service  to customers with  locations  that  afford  them  the  opportunity  of  seeking  transportation  service  directly  from  interstate  pipelines,  thereby  bypassing  Gas  Utility.  In  addition, approximately 18% of Gas Utility’s annual throughput volume for commercial and industrial customers represents customers who are served under interruptible rates  and  are  also  in  a  location  near  an  interstate  pipeline.  During  Fiscal  2020,  Gas  Utility  had  22  such  customers,  18  of  which  have  transportation  contracts extending beyond Fiscal 2021. The majority of these customers are served under transportation contracts having 3- to 20-year terms and all are among the largest customers for Gas Utility in terms of annual volumes. No single customer represents, or is anticipated to represent, more than 5% of Gas Utility’s total revenues. Outlook for Gas Service and Supply Gas  Utility  anticipates  having  adequate  pipeline  capacity,  peaking  services  and  other  sources  of  supply  available  to  it  to  meet  the  full  requirements  of  all  firm customers on its system through Fiscal 2021. Supply mix is diversified, market priced and delivered pursuant to a number of long-term and short-term primary firm transportation and storage arrangements, including 23 Table of Contents transportation contracts held by some of Gas Utility’s larger customers. During Fiscal 2020, Gas Utility supplied transportation service to 11 electric generation facilities and 25 major co-generation facilities. Gas Utility continues to seek  new  residential,  commercial,  and  industrial  customers  for  both  firm  and  interruptible  service.  In  Fiscal  2020,  Gas  Utility  connected  more  than  1,670  new commercial  and  industrial  customers.  In  the  residential  market  sector,  Gas  Utility  added  over  10,600  residential  heating  customers  during  Fiscal  2020. Approximately 66% of these customers converted to natural gas heating from other energy sources, mainly oil and electricity. New home construction and existing non-heating  gas  customers  who  added  gas  heating  systems  to  replace  other  energy  sources  primarily  accounted  for  the  other  residential  heating  connections  in Fiscal 2020. UGI Utilities continues to monitor and participate, where appropriate, in rulemaking and individual rate and tariff proceedings before FERC affecting the rates and the terms and conditions under which Gas Utility transports and stores natural gas. Among these proceedings are those arising out of certain FERC orders and/or pipeline  filings  that  relate  to  (i)  the  pricing  of  pipeline  services  in  a  competitive  energy  marketplace,  (ii)  the  flexibility  of  the  terms  and  conditions  of  pipeline service tariffs and contracts, and (iii) pipelines’ requests to increase their base rates, or change the terms and conditions of their storage and transportation services. UGI Utilities’ objective in negotiations with providers of gas supply resources, and in proceedings before regulatory agencies, is to ensure availability of supply, transportation  and  storage  alternatives  to  serve  market  requirements  at  the  lowest  cost  possible,  taking  into  account  the  need  for  security  with  guaranteed deliverability and reliability of supply. Consistent with that objective, UGI Utilities negotiates the terms of firm transportation capacity on all pipelines serving it, arranges  for  appropriate  storage  and  peak-shaving  resources,  negotiates  with  producers  for  competitively  priced  gas  purchases  and  aggressively  participates  in regulatory proceedings related to transportation rights and costs of service. Gas Utility Regulation and Rates PAPUC Jurisdiction and Gas Utility Rates Gas  Utility  is  subject  to  regulation  by  the  PAPUC  as  to  rates,  terms  and  conditions  of  service,  accounting  matters,  issuance  of  securities,  contracts  and  other arrangements with affiliated entities, gas safety and various other matters. Rates that Gas Utility may charge for gas service come in two forms: (i) rates designed to recover  PGCs;  and  (ii)  rates  designed  to  recover  costs  other  than  PGCs.  Rates  designed  to  recover  PGCs  are  reviewed  in  PGC  proceedings.  Rates  designed  to recover costs other than PGCs are primarily established in general base rate proceedings. In a PAPUC order dated September 20, 2018, the PAPUC granted authority for (i) the merger of PNG and CPG with and into UGI Gas, (ii) the adoption by UGI Utilities of the preexisting PNG and CPG tariffs, rates and terms and conditions of service for inclusion in the UGI Gas tariff, and (iii) operation as three separate rate  districts,  namely,  UGI  North,  UGI  South  and  UGI  Central.  The  merger,  which  became  effective  October  1,  2018,  was  also  separately  approved  by  the MDPSC. On  October  4,  2019,  the  PAPUC  issued  a  final  order  approving  a  settlement  of  a  base  rate  proceeding  by  the  merged  Gas  Utility  that  permitted  Gas  Utility, effective October 11, 2019, to increase its base distribution revenues by $30 million under a single tariff, approved a plan for uniform class rates, and permitted Gas Utility to extend its Energy Efficiency and Conservation and Growth Extension Tariff programs by additional terms of 5 years. On October 8, 2020, the PAPUC issued a final order approving a settlement of a base rate proceeding by the merged Gas Utility that permits Gas Utility to utilize a two-step  phase-in  of  a  $20  million  base  distribution  revenue  increase,  with  $10  million  effective  January  1,  2021,  and  $10  million  effective  July  1,  2021.  The settlement also provides enhanced COVID-19 related consumer protections and allows the Company future regulatory asset recovery of COVID-19 related costs, such as greater-than-budgeted uncollectible accounts expense and other COVID-19 related operating costs. Act 11 authorized the PAPUC to permit electric and gas distribution companies, between base rate cases and subject to certain conditions, to recover reasonable and prudent costs incurred to repair, improve or replace eligible property through a DSIC assessed to customers. Among other requirements, DSICs are subject to quarterly adjustment and are capped at five percent of total customer charges absent a PAPUC-granted exception. In addition, Act 11 requires affected utilities to obtain  approval  of  LTIIPs  from  the  PAPUC.  Act  11  also  authorized  electric  and  gas  distribution  companies  to  utilize  a  fully  forecasted  future  test  year  when establishing rates in base rate cases before the PAPUC. 24 Table of Contents On August 21, 2019, Gas Utility filed a consolidated LTIIP designed for the 2020-2024 calendar years (the “Gas LTIIP II”), during which Gas Utility projects spending $1.265 billion on DSIC-eligible property. Gas Utility’s filing was approved by the PAPUC in an order entered December 19, 2019. With  the  effective  date  of  new  base  distribution  rates  on  October  11,  2019,  the  DSIC-eligible  property  revenue  requirement  was  included  in  base  distribution revenue recovery and Gas Utility is no longer recovering any DSIC revenue. The final order, issued by the PAPUC on October 8, 2020, approved the settlement of the base rate  proceeding  and authorized  Gas Utility  to implement  a DSIC once Gas Utility’s  total  property, plant  and equipment  less accumulated  depreciation reaches $2.875 billion, with this threshold being unchanged from Gas Utility’s 2019 base rate case. Unless Gas Utility seeks and receives a PAPUC waiver of the statutory 5% rate cap, any future DSIC charges will be capped at 5% of overall Gas Utility annual base revenue. In  addition  to  base  distribution  rates  and  various  surcharges  designed  to  recover  specified  types  of  costs,  Gas  Utility’s  tariff  also  includes  a  uniform  PGC  rate applicable to firm retail rate schedules for customers who do not obtain natural gas supply service from an alternative supplier. The PGC rate permits recovery of all prudently incurred costs of natural gas that Gas Utility sells to its retail customers. PGC rates are reviewed and approved annually by the PAPUC. Gas Utility may  request  quarterly  or,  under  certain  conditions,  monthly  adjustments  to  reflect  the  actual  cost  of  gas.  Quarterly  adjustments  become  effective  on  one  day’s notice to the PAPUC and are subject to review during the next annual PGC filing. Each proposed annual PGC rate is required to be filed with the PAPUC six months  prior  to  its  effective  date.  During  this  period,  the  PAPUC  holds  hearings  to  determine  whether  the  proposed  rate  reflects  a  least-cost  fuel  procurement policy consistent with the obligation to provide safe, adequate and reliable service. After completion of these hearings, the PAPUC issues an order permitting the collection  of  gas  costs  at  levels  that  meet  such  standard.  The  PGC  mechanism  also  provides  for  an  annual  reconciliation  and  for  the  payment  or  collection  of interest on over and under collections. FERC Market Manipulation Rules and Other FERC Enforcement and Regulatory Powers UGI Utilities is subject to Section 4A of the Natural Gas Act, which prohibits the use or employment of any manipulative or deceptive devices or contrivances in connection with the purchase or sale of natural gas or natural gas transportation subject to the jurisdiction of FERC, and FERC regulations that are designed to promote the transparency, efficiency, and integrity of gas markets. UGI Utilities is also subject to Section 222 of the Federal Power Act, which prohibits the use or employment of any manipulative or deceptive devices or contrivances in connection with the purchase or sale of electric energy or transmission service subject to the jurisdiction of FERC, and FERC regulations that are designed to promote the transparency, efficiency, and integrity of electric markets. State Tax Surcharge Clauses UGI Utilities’ gas service tariffs contain state tax surcharge clauses. The surcharges are recomputed whenever any of the tax rates included in their calculation are changed. These clauses protect UGI Utilities from the effects of increases in certain of the Pennsylvania taxes to which it is subject. Utility Franchises Gas Utility holds certificates of public convenience issued by the PAPUC and certain “grandfather rights” predating the adoption of the Pennsylvania Public Utility Code and its predecessor statutes, which Gas Utility believes are adequate to authorize it to carry on its business in substantially all of the territories to which it now renders gas service. Under applicable Pennsylvania law, Gas Utility also has certain rights of eminent domain as well as the right to maintain its facilities in streets and highways in its territories. Other Government Regulation In  addition  to  regulation  by  the  PAPUC,  MDPSC  and  FERC,  Gas  Utility  is  subject  to  various  federal,  state  and  local  laws  governing  environmental  matters, occupational  health  and  safety,  pipeline  safety  and  other  matters.  Gas  Utility  is  subject  to  the  requirements  of  the  Resource  Conservation  and  Recovery  Act, CERCLA and comparable state statutes with respect to the release of hazardous substances. See Note 17 to Consolidated Financial Statements. Employees At September 30, 2020, Gas Utility had approximately 1,630 employees. 25 Table of Contents ELECTRIC UTILITY Electric  Utility  supplies  electric  service  to  more  than  62,500  customers  in  portions  of  Luzerne  and  Wyoming  counties  in  northeastern  Pennsylvania  through  a system consisting of over 2,500 miles of transmission and distribution lines and 14 substations. For Fiscal 2020, approximately 58% of sales volume came from residential customers, 31% from commercial customers, and 11% from industrial and other customers. During Fiscal 2020, 13 retail electric generation suppliers provided energy for customers representing approximately 27% of Electric Utility’s sales volume.  At September 30, 2020, UGI Utilities’ electric utility operations had more than 70 employees. Electric Utility is permitted to recover prudently incurred electricity costs, including costs to obtain supply to meet its customers’ energy requirements, pursuant to a supply plan filed with and approved by the PAPUC. Electric Utility distributes electricity that it purchases from wholesale markets and electricity that customers purchase from other suppliers. On  October  25,  2018,  the  PAPUC  entered  an  Opinion  and  Order  in  Electric  Utility’s  base  rate  proceeding  authorizing  a  $3.2  million  increase  in  annual  base distribution rates effective October 27, 2018. The PAPUC also authorized Electric Utility to establish a new reconcilable surcharge to permit the timely recovery of the costs of universal service programs designed to assist low income customers and required Electric Utility to refund tax benefits and associated interest relating to the TCJA through a one-time bill credit. PAPUC findings in favor of Electric Utility, relating to the use of a fully projected future test year and the treatment of tax benefits achieved through UGI’s consolidated federal tax filings, appealed to the Pennsylvania Commonwealth Court by the Pennsylvania Office of Consumer Advocate (“OCA”), were affirmed by the court in a decision dated January 15, 2020. Electric Utility’s tariff includes rates, applicable to so-called “default service” customers who do not obtain electric generation service from an alternative supplier, incurred pursuant to a PAPUC-approved supply plan. These default service rates are reconcilable, may be adjusted quarterly, and are designed to permit Electric Utility to recover the full costs of providing default service in a full and timely manner. Electric Utility has received PAPUC approval of its current default service rules and supply plan through May 31, 2021. Electric Utility’s default service rates include recovery of costs associated with compliance with the AEPS Act, which requires Electric Utility to directly or indirectly acquire certain percentages of its supplies from designated alternative energy sources. Electric Utility’s LTIIP was approved  by  the  PAPUC  on  December  21,  2017  for  the  2018-2022  time  period.  Electric  Utility’s  projected  annual  investment  in  distribution  infrastructure replacement  was  approximately  $7.6  million  in  Fiscal  2018,  and  will  increase  to  $8.3  million  by  Fiscal  2022.  On  December  19,  2019,  the  PAPUC  approved Electric Utility’s DSIC rate mechanism that now permits it to impose a DSIC surcharge to recover revenue requirements associated with DSIC-eligible plant. On  May  26,  2020,  Electric  Utility  filed  a  new  default  service  plan  to  become  effective  June  1,  2021,  upon  expiration  of  the  current  plan.  While  no  significant changes to the existing plan were proposed by Electric Utility, the matter has been the subject of a proceeding pending before the PAPUC with parties suggesting changes only to the design of the plan and not to the recovery of costs by Electric Utility. The Company anticipates a final order from the Commission prior to December 31, 2020. FERC has jurisdiction over the rates and terms and conditions of service of electric transmission facilities used for wholesale or retail choice transactions. Electric Utility owns electric transmission facilities that are within the control area of PJM and are dispatched in accordance with a FERC-approved open access tariff and associated  agreements  administered  by  PJM.  PJM  is  a  regional  transmission  organization  that  regulates  and  coordinates  generation  supply  and  the  wholesale delivery of electricity. Electric Utility receives certain revenues collected by PJM, determined under a formulary rate schedule that is adjusted in June of each year to  reflect  annual  changes  in  Electric  Utility’s  electric  transmission  revenue  requirements,  when  its  transmission  facilities  are  used  by  third  parties.  FERC  has jurisdiction over the rates and terms and conditions of service of wholesale sales of electric capacity and energy. Electric Utility has a tariff on file with FERC pursuant to which it may make power sales to wholesale customers at market-based rates. FERC audit staff is currently auditing Electric Utility’s formulary rates, compliance with the FERC Uniform System of Accounts, and other non-operations related aspects of its transmission business, relative to the period of 2017-2019, as part of FERC’s routine audit schedule. Findings from such an audit may generate the basis for refunding revenue recovered by Electric Utility over that period. At this time, Electric Utility does not believe that the amount of such refund, if any, will be material. Under provisions of the EPACT 2005, Electric Utility is subject to certain electric reliability standards established by FERC and administered by an ERO. Electric Utility anticipates that substantially all the costs of complying with the ERO standards will be recoverable through its PJM formulary electric transmission rate schedule. 26 Table of Contents EPACT 2005 also granted FERC authority to impose substantial civil penalties for the violation of any regulations, orders or provisions under the Federal Power Act and Natural Gas Act and clarified FERC’s authority over certain utility or holding company mergers or acquisitions of electric utilities or electric transmitting utility property valued at $10 million or more. BUSINESS SEGMENT INFORMATION The table stating the amounts of revenues, operating income and identifiable assets attributable to each of UGI’s reportable business segments, and to information regarding the geographic areas in which we operate, for Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018 appears in Note 23 to Consolidated Financial Statements included in Item 15 of this Report and is incorporated herein by reference. At September 30, 2020, UGI and its subsidiaries had more than 11,300 employees. EMPLOYEES 27 Table of Contents HUMAN CAPITAL INITIATIVES We are committed to the attraction, development, retention and safety of our employees. The following is an overview of some of our key human capital initiatives intended to ensure the overall well-being of our employees and other stakeholders. Our initiatives for Fiscal 2020 address (i) our response to the COVID-19 global pandemic, (ii) workplace safety, (iii) belonging, inclusion, diversity and equity (“BIDE”) in our workforce, and (iv) talent management. Our COVID-19 Response The health, well-being and safety of our employees, customers and communities is our top priority. We began to focus on COVID-19 as a potentially significant issue in February 2020, as we followed global developments and observed the impact of COVID-19 in several European markets where we operate. Our senior management team initiated regular COVID-19 planning sessions to address the critical safety, operational and business risks associated with the pandemic across all geographies. By the conclusion of the second week in March 2020, on a global basis, we had launched our work-from-home plan for over 4,000 office-based team members and revised critical work practices to promote safe operations for over 7,400 field-based employees and our customers. Moreover, we also expanded paid  leave  programs  for  our  domestic  employees  and  adopted  paid  furlough  policies  for  our  international  employees  to  assist  them  when  they  were  unable  to perform work due to the various challenges caused by the pandemic. Through these efforts, as well as our continued commitment to monitor, assess and implement guidance and best practices recommended by the WHO and CDC, we have been able to maintain the continuity of the essential services that we provide to our customers, while also managing the spread of the virus and promoting the health, well-being and safety of our employees, customers and communities. Workplace Safety We are committed to maintaining a strong safety culture and to emphasizing the importance of our employees’ role in identifying, mitigating and communicating safety risks. In this regard, our policies and operational practices reflect a “speak up” culture where all levels of employees are responsible for safety. We believe that  the  achievement  of  superior  safety  performance  is  both  an  important  short-term  and  long-term  strategic  initiative  in  managing  our  operations.  Safety  is included as a component of the annual bonus calculation for executives and non-executives, reinforcing our commitment to safety across our organization. UGI’s Board of Directors oversees safety efforts through the Safety, Environmental, and Regulatory Compliance (“SERC”) Committee, which is responsible for the  governance  and  oversight  of  all  environmental,  health  and  safety  matters  at  the  Company,  including  compliance  with  applicable  laws  and  regulations.  The SERC Committee ensures that the Company maintains a culture focused on protecting the health and safety of our employees, contractors, customers, the public, and the environment. Additionally, our senior management team is closely involved in our safety programs and conducts regular reviews of safety performance metrics. These metrics are presented quarterly to the SERC Committee for review and consideration. In addition, each of our business units has a safety team that is responsible for overseeing the safety of our operations, reinforcing our values, and enhancing our safety culture within such business. BIDE Initiative We believe that, by fostering an environment that exemplifies our core value of respect, we gain, as a company, unique perspectives, backgrounds and varying experiences  to  ensure  our  continued  long-term  success.  Belonging,  inclusion,  diversity  and  equity  are  essential  to  our  success,  and  we  respect  and  value  all employees. In  alignment  with  our  efforts  to  promote  diversity  and  inclusion,  we  recently  introduced  the  BIDE  Initiative,  which  provides  the  organizational  blueprint  for achieving  greater  diversity  and  uniqueness  of  individuals  and  cultures  and  the  varied  perspectives  they  provide.  The  BIDE  Initiative  embodies  and  promotes internal  policies  with  respect  to  setting  expectations  relating  to  our  work  environment,  including  our  Code  of  Business  Conduct  and  Ethics  and  our  Anti- Discrimination, Anti-Harassment and Human Rights policies. As part of the BIDE Initiative, we have expanded our partnerships with numerous organizations that support underrepresented populations. Talent Management Maintaining  a  robust  pipeline  of  talent  is  crucial  to  UGI’s  ongoing  success  and  is  a  key  aspect  of  succession  planning  efforts  across  the  organization.  Our leadership and human resources teams are responsible for attracting and retaining top talent by facilitating an environment where employees feel supported and encouraged in their professional and personal development. Competition for attracting and retaining talent has increased in recent years, and UGI understands this challenge and the 28 Table of Contents importance  of  maintaining  competitive  compensation,  benefits  and  appropriate  training  that  provides  growth,  developmental  opportunities  and  multiple  career paths within our company. Specifically, we promote employee development by reviewing strategic positions regularly and identifying potential internal candidates to fill those positions, evaluating critical job skill sets to identify competency gaps and creating developmental plans to facilitate employee professional growth. We commit to investing in our employees through training and development programs as well as tuition reimbursement to promote continued professional growth. Additional Information UGI publishes annual sustainability reports, which are available free of charge on its corporate website under “Investors - Environmental, Social and Governance (ESG)  -  Resources  -  Sustainability  Reports.”  Our  2019  Sustainability  Report  reflects  the  most  recent  available  data  on  a  variety  of  topics,  including  specific information relating to (i) the percentage of our new hires and senior management that are female or ethnically diverse employees; (ii) certain safety metrics at our natural  gas  and  LPG  businesses;  and  (iii)  the  number  of  training  courses  our  employees  completed  in  Fiscal  2019.  Information  included  in  these  sustainability reports is not intended to be incorporated into this Report. 29 Table of Contents ITEM 1A. RISK FACTORS There are many factors that may affect our business and results of operations, including the following risks relating to: (1) the demand for our products and services and our ability to grow our customer base; (2) our business operations, including internal and external factors that may impact our operational continuity; (3) our international operations; (4) our supply chain and our ability to obtain adequate quantities of LPG; (5) government regulation and oversight; and (6) more general factors that may impact our business. Risks Relating to the Demand for Our Products and Services and Our Ability to Grow Our Customer Base Our business is seasonal and decreases in the demand for our energy products and services because of warmer-than-normal heating season weather or unfavorable weather conditions may adversely affect our results of operations. Because many of our customers rely on our energy products and services to heat their homes and businesses, and for agricultural purposes such as crop drying, our results of operations are adversely affected by warmer-than-normal heating season weather. Weather conditions have a significant impact on the demand for our energy  products  and  services  for  both  heating  and  agricultural  purposes.  Accordingly,  the  volume  of  our  energy  products  sold  is  at  its  highest  during  the  peak heating season of October through March and is directly affected by the severity of the winter weather. For example, historically, approximately 60% to 70% of AmeriGas Propane’s annual retail propane volume, 60% to 70% of UGI International’s annual retail LPG volume, 60% to 70% of Energy Services’ retail natural gas volume and 60% to 70% of Gas Utility’s natural gas throughput (the total volume of gas sold to or transported for customers within our distribution system) has typically been sold during these months. Additionally, as a result of the AmeriGas Merger, we expect that an even greater portion of our earnings will continue to be derived during the peak heating season of October through March. There can be no assurance that normal winter weather in our market areas will occur in the future. In addition, our agricultural customers use LPG for purposes other than heating, including for crop drying, and unfavorable weather conditions, such as lack of precipitation, may impact the demand for LPG. Moreover, harsh weather conditions may at times impede the transportation and delivery of LPG, or restrict our ability to obtain LPG from suppliers. Spikes in demand caused by weather or other factors can stress the supply chain and limit our ability to obtain additional quantities  of  LPG.  Changes  in  LPG  supply  costs  are  normally  passed  through  to  customers,  but  time  lags  (between  when  we  purchase  the  LPG  and  when  the customer purchases the LPG) may result in significant gross margin fluctuations that could adversely affect our results of operations. The potential effects of climate change may affect our business, operations, supply chain and customers, which could adversely impact our financial condition and results of operations. Shifts and fluctuations in weather patterns and other environmental conditions, including temperature and precipitation levels, may affect consumer demand for our energy products and services. In addition, the potential physical effects of climate change, such as increased frequency and severity of storms, floods and other climatic events, could disrupt our operations and supply chain, and cause them to incur significant costs in preparing for or responding to these effects. These or other  meteorological  changes  could  lead  to  increased  operating  costs,  capital  expenses  or  supply  costs.  Our  commercial  and  residential  customers  may  also experience the potential physical impacts of climate change and may incur significant costs in preparing for or responding to these efforts, including increasing the mix and resiliency of their energy solutions and supply. The impact of any one or all of the foregoing factors  may adversely affect  our financial  condition and results of operations. Our potential to increase revenues may be affected by the decline in retail volumes of LPG and our ability to retain and grow our customer base. The retail LPG distribution industry in the U.S. and many of the European countries in which we operate is mature and has been declining over the past several years, with no or modest growth (or decline) in total demand foreseen in the next several years. Accordingly, we expect that year-to-year industry volumes will be principally affected by weather patterns. Therefore, our ability to grow within the LPG industry is dependent on our ability to acquire other retail distributors and to achieve internal growth, which includes expansion of the domestic ACE, Cynch and National Accounts programs in the U.S. and expansion in Europe, as well as the success of our sales and marketing programs designed to attract and retain customers. A failure to retain and grow our customer base would have an adverse effect on our results. Acquisitions in the U.S. and Europe may require merger control filings with the Federal Trade Commission and the European Commission, as applicable, and commitments or 30 Table of Contents divestments of assets may be required to obtain clearance. Such commitments or divestments may influence the overall economics of the transaction. Our ability to grow our businesses will be adversely affected if we are not successful in making acquisitions or integrating the acquisitions we have completed. One of our strategies is to grow through acquisitions in the U.S. and in international markets. We may choose to finance future acquisitions with debt, equity, cash or  a  combination  of  the  three.  We  can  give  no  assurances  that  we  will  find  attractive  acquisition  candidates  in  the  future,  that  we  will  be  able  to  acquire  such candidates  on  economically  acceptable  terms,  that  we  will  be  able  to  finance  acquisitions  on  economically  acceptable  terms,  that  any  acquisitions  will  not  be dilutive to earnings or that any additional debt incurred to finance an acquisition will not affect our ability to pay dividends. Moreover, acquisitions may require antitrust and other regulatory clearances. We may have to offer commitments (such as agreements not to compete for certain businesses) or divest assets to obtain clearance, which may adversely affect the overall economics of the transaction. To the extent we are successful in making acquisitions, such acquisitions involve a number of risks. These risks include, but are not limited to, the assumption of material  liabilities,  environmental  liabilities,  the  diversion  of  management’s  attention  from  the  management  of  daily  operations  to  the  integration  of  acquired operations, difficulties in the assimilation and retention of employees and difficulties in the assimilation of different cultures and practices and internal controls, as well as in the assimilation of broad and geographically dispersed personnel and operations. Future acquisitions could also result in, among other things, the failure to  identify  material  issues  during  due  diligence,  the  risk  of  overpaying  for  assets,  unanticipated  capital  expenditures,  the  failure  to  maintain  effective  internal control over financial reporting, recording goodwill and other intangible assets at values that ultimately may be subject to impairment charges and fluctuations in quarterly results. There can also be no assurance that our past and future acquisitions will deliver the strategic, financial and operational benefits that we anticipate. The failure to successfully integrate acquisitions could have an adverse effect on our business, cash flows, financial condition and results of operations. Energy efficiency and technology advances, as well as price induced customer  conservation, may result in reduced demand for our energy products and services. The  trend  toward  increased  energy  efficiency  and  technological  advances,  including  installation  of  improved  insulation  and  the  development  of  more  efficient boilers and other heating devices, as well as conservation measures, may reduce the demand for our energy products. Prices for LPG and natural gas are subject to volatile fluctuations as a result of changes in supply and demand as well as other market conditions. During periods of high energy commodity costs, our prices generally increase, which may lead to customer conservation and attrition. A reduction in demand could lower our revenues and, therefore, lower our net income and adversely affect our cash flows. State and/or federal regulation may require mandatory conservation measures, which would reduce the demand for our energy products.  Additionally,  at  the  international  level,  EU  and  local  laws  and  regulations  may  require  mandatory  conservation  measures,  which  would  reduce  the demand for our energy products. For example, in 2018 the EU revised the Energy Performance of Buildings Directive (the “EPBD”), with the goal to create a clear path towards a low and zero-emission and decarbonized building stock in the EU by 2050.  Due to delays resulting from the COVID-19 pandemic, EU countries will now be adopting laws through 2021 to implement the EPBD.  The EU is also adopting further measures to decarbonize electricity generation in order to reduce dependence on fossil fuel imports and achieve its climate change objectives. Over time, these various measures will impact fossil fuel consumption in Europe and the demand for our energy products. We cannot predict the materiality of the effect of future conservation measures or the effect that any technological advances in heating, conservation, energy generation or other devices might have on our operations. Our operations may be adversely affected by competition from other energy sources. Our energy products and services face competition from other energy sources, some of which are less costly for equivalent energy value. In addition, we cannot predict the effect that the development of alternative energy sources might have on our operations. Our  LPG  distribution  businesses  compete  for  customers  against  suppliers  of  electricity,  fuel  oil  and  natural  gas.  Electricity  is  a  major  competitor  of  LPG  but, except  in  France,  is  generally  more  expensive  than  LPG on  a  Btu  equivalent  basis  for  space  heating,  water  heating  and  cooking.  However,  in  Europe  and elsewhere,  climate  change  policies  favoring  electricity  from  renewable  energy  sources  may  cause  changes  in  current  relative  price  relationships.  Moreover, notwithstanding cost, the convenience and efficiency of electricity make it an attractive energy source for consumers and developers of new homes. In addition, due to the prevalence  of nuclear electric  generation in France, the cost of electricity  is generally less expensive than that of LPG, particularly  when the cost to install new equipment to convert to LPG is considered. Fuel oil, which is also a major competitor of propane, is currently more expensive than propane and is a less environmentally attractive energy source. 31 Table of Contents Furnaces and appliances that burn LPG will not operate on fuel oil and vice versa, and, therefore, a conversion from one fuel to the other requires the installation of new equipment. Our customers generally have an incentive to switch to fuel oil only if fuel oil becomes significantly less expensive than LPG. Except for certain industrial and commercial applications, LPG is generally not competitive with natural gas in areas where natural gas pipelines already exist because natural gas is generally a significantly less expensive source of energy than LPG. The gradual expansion of natural gas distribution systems in our service areas has resulted, and may continue to result, in the availability of natural gas in some areas that previously depended upon LPG. As long as natural gas remains a less expensive energy source than LPG, our LPG business will lose customers in each region into which natural gas distribution systems are expanded. Our natural gas businesses compete primarily with electricity and fuel oil, and, to a lesser extent, with LPG and coal. Competition among these fuels is primarily a function of their comparative price and the relative cost and efficiency of fuel utilization equipment. There can be no assurance that our natural gas revenues will not be adversely affected by this competition. The expansion, construction and development of our energy infrastructure assets subjects us to risks. We  seek  to  grow  our  business  through  the  expansion,  construction  and  development  of  our  energy  infrastructure,  including  new  pipelines,  such  as  PennEast, gathering  systems,  facilities  and  other  assets.  These  projects  are  subject  to  state  and  federal  regulatory  oversight  and  require  certain  property  rights,  such  as easements and rights-of-way from public and private owners, as well as regulatory approvals, including environmental and other permits and licenses. There is no assurance  that  we  or  our  project  partners,  as  applicable,  will  be  able  to  obtain  the  necessary  property  rights,  permits  and  licenses  in  a  timely  and  cost-efficient manner or at all, which may result in a delay or failure to complete a project. We may face opposition to the expansion, construction or development of new or existing pipelines,  gathering  systems,  facilities  or other assets from  environmental  groups, landowners, local groups and other  advocates.  This opposition could take many forms, including organized protests, attempts to block or sabotage our operations, intervention in regulatory or administrative proceedings involving our assets, or lawsuits or other actions designed to prevent, disrupt, or delay the development or operation of our assets and business. Failure to complete any pending or future infrastructure project may have a materially adverse impact on our financial condition and results of operations. Even if we are able to successfully complete any pending or future infrastructure project, our revenues may not increase immediately upon the expenditure of funds on a particular project or as anticipated during the lifespan of the project. As a result, there is the risk that new and expanded energy infrastructure may not achieve our expected investment returns, which could have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations. Risks Relating to Our Business Operations, Including Internal and External Factors that May Impact Our Operational Continuity Our efforts to create operational benefits and cost efficiencies through business transformation initiatives at our business units may be disruptive and adversely affect our business, financial condition and results of operations. We may make adjustments to our workforce in response to management changes, product changes, performance issues, changes in strategy, acquisitions or other internal and external considerations. These adjustments may result in increased costs and temporarily reduced productivity, as well as a disruption in our ability to perform functions critical to our strategy. The effects of such adjustments could recur in connection with any current or future business transformation initiatives or we  may  not  achieve  or  sustain  the  expected  growth  or  cost  savings  benefits  of  any  such  initiatives,  or  do  so  within  the  expected  timeframe.  As  a  result,  our business, financial condition and results of operations could be negatively affected. We are currently engaged in business transformation initiatives designed to achieve operational benefits and cost efficiencies and to leverage technology to provide an enhanced customer experience. If we are unable to deliver the strategic and financial benefits that we anticipate, the achievement of these benefits is delayed, or the volume and nature of change challenges our available resources, then our business operations and financial results could be materially and adversely impacted. Our ability to successfully manage and execute these initiatives and realize expected savings and benefits in the amounts and at the times anticipated is important to our  business  success.  Any  failure  to  do  so,  which  could  result  from  our  inability  to  successfully  execute  organizational  change  and  business  transformation initiatives, unanticipated costs or charges, loss of key personnel and other factors described herein, could have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations. For further information on these initiatives, see “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations - Impact of Strategic Initiatives.” 32 Table of Contents If we are unable to protect our information technology systems against service interruption, misappropriation of data, or breaches of security resulting from cyber-security attacks or other events, or we encounter other unforeseen difficulties in the design, implementation or operation of our information technology systems, our operations could be disrupted, our business and reputation may suffer, and our internal controls could be adversely affected. In  the  ordinary  course  of  business,  we  rely  on  information  technology  systems,  including  the  Internet  and  third-party  hosted  services,  to  support  a  variety  of business processes and activities and to store sensitive data, including (i) intellectual property, (ii) our proprietary business information and that of our suppliers and  business  partners,  (iii)  personally  identifiable  information  of  our  customers  and  employees,  and  (iv)  data  with  respect  to  invoicing  and  the  collection  of payments, accounting, procurement, and supply chain activities. In addition, we rely on our information technology systems to process financial information and results  of  operations  for  internal  reporting  purposes  and  to  comply  with  financial  reporting,  legal,  and  tax  requirements.  Despite  our  security  measures,  our information technology systems may be vulnerable to attacks by hackers or breached due to employee error, malfeasance, sabotage, or other disruptions. Similarly, our  vendors  or  service  providers  could  sustain  the  same  risks  and  disruptions  as  described  above.  A  loss  of  our  information  technology  systems,  or  temporary interruptions  in  the  operation  of  our  information  technology  systems,  or  those  of  our  vendors  or  service  providers,  or  any  other  misappropriation  of  data,  or breaches of security could have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations, and reputation. In addition, a cyber-security attack could provide a cyber-intruder with the ability to control or alter our pipeline operations. Such an act could result in critical pipeline failures. Moreover,  the  efficient  execution  of  the  Company’s  businesses  is  dependent  upon  the  proper  design,  implementation  and  functioning  of  its  current  and  future internal systems, such as the information technology systems that support the Company’s underlying business processes. Any significant failure or malfunction of such information technology systems may result in disruptions of our operations. In addition, the effectiveness of our internal controls could be adversely affected if we encounter unforeseen problems with respect to the operation of our information technology systems. While we have purchased cyber-security insurance, there are no assurances that the coverage would be adequate in relation to any incurred losses. Our utility transmission and distribution systems, our non-utility midstream assets, and the assets of upstream interstate pipelines and other midstream providers may not operate as planned, which may increase our expenses or decrease our revenues and, thus, have an adverse impact on our financial results. Our  ability  to  manage  operational  risk  with  respect  to  utility  distribution  and  transmission  and  non-utility  midstream  assets,  and  the  availability  of  natural  gas delivered by interstate natural gas pipelines and midstream gathering assets is critical to our financial results.  We obtain our supply from local Marcellus Shale sources, as well as other trading points in the U.S.  If we experience physical capacity constraints on one or more of the interstate or intrastate natural gas pipelines that supply our businesses, we may not be able to supply our customers, which could have an adverse impact on our financial results.  Our businesses also face several risks, including the breakdown or failure of or damage to equipment or processes (especially due to severe weather or natural disasters), accidents and other factors, including as a result of overpressurization of or damage to natural gas pipelines.  Operation of our transmission and distribution systems or our midstream assets  below  our  expectations  may  result  in  lost  revenues  or  increased  expenses,  including  higher  maintenance  costs,  civil  litigation  and  the  risk  of  regulatory penalties. Risks Relating to Our International Operations Our international operations could be subject to increased risks, which may negatively affect our business results. We operate LPG distribution and energy marketing businesses in Europe through our subsidiaries and we continue to explore the expansion of our international businesses. As a result, we face risks in doing business abroad that we do not face domestically. Certain aspects inherent in transacting business internationally could negatively impact our operating results, including: • costs and difficulties in staffing and managing international operations; • potentially  adverse  tax  consequences,  including  restrictions  on  repatriating  earnings,  potential  increases  to  corporate  income  taxes  and  the  threat  of “double taxation”; • fluctuations  in  currency  exchange  rates,  particularly  the  euro,  which  can  affect  demand  for  our  products,  increase  our  costs  and  adversely  affect  our profitability and reported results; • regulatory requirements and changes in regulatory requirements, including European competition laws that may adversely affect the terms of contracts with customers, including with respect to exclusive supply rights, and stricter 33 Table of Contents regulations applicable to the storage and handling of LPG; • economic  and  political  uncertainty  relating  to  the  United  Kingdom’s  withdrawal  from  the  EU,  commonly  known  as  “Brexit,”  and  the  ongoing negotiations  to  determine  the  terms  of  such  withdrawal,  which  may  result  in,  among  other  things,  increased  regulatory  costs  and  challenges,  greater volatility in the British pound sterling and euro, business disruptions and increased tariffs; • new and inconsistently enforced industry regulatory requirements, which can have an adverse effect on our competitive position; • tariffs and other trade barriers; • difficulties in enforcing contractual rights; • longer payment cycles; • local political and economic conditions; and • potential violations of federal regulatory requirements, including anti-bribery, anti-corruption, and anti-money laundering law, economic sanctions, the Foreign Corrupt Practices Act of 1977, as amended, and EU regulatory requirements, including the GDPR and Sapin II. In particular, certain legal and regulatory risks are associated with international business operations. We are subject to various anti-corruption, economic sanctions and  trade  compliance  laws,  rules  and  regulations.  For  example,  the  U.S.  government  imposes  restrictions  and  prohibitions  on  transactions  in  certain  foreign countries, including restrictions directed at oil and gas activities in Russia. U.S. laws also prohibit the improper offer, payment, promise to pay, or authorization of the payment of money or anything of value to any foreign official or political party, or to any person, knowing that all or a portion of it will be used to influence a foreign official in his or her official duties or to secure an improper advantage. Ensuring compliance with all relevant laws, rules and regulations is a complex task. Violation of one or more of these laws, rules or regulations could lead to loss of import or export privileges, civil or criminal penalties for us or our employees, or potential reputational harm, which could have a material adverse impact on earnings, cash flows and financial condition. Risks Relating to Our Supply Chain and Our Ability to Obtain Adequate Quantities of LPG We are dependent on our principal LPG suppliers, which increases the risks from an interruption in supply and transportation. During Fiscal 2020, AmeriGas Propane purchased approximately 84% of its propane needs from 20 suppliers. If supplies from these sources were interrupted, the cost of procuring replacement supplies and transporting those supplies from alternative locations might be materially higher and, at least on a short-term basis, our earnings could be affected. Additionally, in certain geographic areas, a single supplier may provide more than 50% of AmeriGas Propane’s propane requirements. Disruptions in supply in these geographic areas could also have an adverse impact on our earnings. Our international businesses are similarly dependent upon their LPG suppliers. For example, during Fiscal 2020, UGI International’s business in the United Kingdom purchased approximately 88% of its LPG needs from two suppliers  and,  in  Italy,  approximately  50%  of  its  supply  was  sourced  from  a  single  supplier.  If  supplies  from  UGI  International’s  principal  LPG  sources  are interrupted, the cost of procuring replacement supplies and transporting those supplies from alternative locations might be materially higher and our earnings could be  adversely  affected.  There  is  no  assurance  that  our  international  businesses  will  be  able  to  continue  to  acquire  sufficient  supplies  of  LPG  to  meet  demand  at prices or within time periods that would allow them to remain competitive. Our ability to obtain sufficient quantities of LPG is dependent on transportation facilities and providers. Spikes in demand caused by weather or other factors can limit our access to port terminals and other transportation and storage facilities, disrupt transportation and limit our ability to obtain sufficient quantities of LPG. A significant increase in port and similar fees and fuel prices may also adversely affect our transportation costs and business. Transportation providers (rail and truck) in some circumstances have limited ability to provide additional resources in times of peak demand. Moreover,  our  transportation  providers  maintaining  a  staff  of  qualified  truck  drivers  is  critical  to  the  success  of  our  business.  Regulatory  requirements  and  an improvement in the economy could reduce the number of eligible drivers or require us to pay higher transportation fees as our transportation providers seek to pass on additional labor costs associated with attracting and retaining drivers. Our profitability is subject to LPG pricing and inventory risk. The retail LPG business is a “margin-based” business in which gross profits are dependent upon the excess of the sales price over LPG supply costs. LPG is a commodity, and, as such, its unit price is subject to fluctuations in response to changes in supply or other market conditions. We have no control over supplies, commodity prices or market conditions. Consequently, 34 Table of Contents the unit price of the LPG that our subsidiaries and other distributors and marketers purchase can change rapidly over a short period of time. Most of our domestic LPG product supply contracts permit suppliers to charge posted prices at the time of delivery or the current prices established at major U.S. storage points such as Mont Belvieu, Texas or Conway, Kansas. Most of our international LPG supply contracts are based on internationally quoted market prices. We also purchase a portion  of  our  supplies  in  the  spot  market.  Because  our  subsidiaries’  profitability  is  sensitive  to  changes  in  wholesale  LPG  supply  costs,  it  will  be  adversely affected if we cannot pass on increases in the cost of LPG to our customers, or if there is a delay in passing on such cost increases. Due to competitive pricing in the industry, our subsidiaries may not fully be able to pass on product cost increases to our customers when product costs rise, or when our competitors do not raise their product prices in a timely manner. Finally, market volatility may cause our subsidiaries to sell LPG at less than the price at which they purchased it, which would adversely affect our operating results. We offer our customers various fixed-price  LPG programs, and a significant number of our customers utilize our fixed-price  programs. In order to manage the price  risk  from  offering  these  services,  we  utilize  our  physical  inventory  position,  supplemented  by  forward  commodity  transactions  with  various  third  parties having terms and volumes substantially the same as our customer’s contracts, but there can be no assurance that such measures will be effective. In periods of high LPG price volatility, the fixed-price programs create exposure to over or under-supply positions as the demand from customers may significantly exceed or fall short  of  supply  procured.  In  addition,  if  LPG  prices  decline  significantly  subsequent  to  customers  signing  up  for  a  fixed-price  program,  there  is  a  risk  that customers will default on their commitments, adversely affecting our results of operations. Changes in commodity market prices may have a significant negative effect on our liquidity. Depending on the terms of our contracts with suppliers as well as our use of financial instruments to reduce volatility in the cost of LPG and natural gas, changes in the market price of LPG and natural gas can create margin payment obligations for us and expose us to increased liquidity risk. In addition, increased demand for domestically produced LPG and natural gas overseas may, depending on production volumes in the U.S., result in higher domestic LPG prices and expose us to additional liquidity risks. Supplier defaults may have a negative effect on our operating results. When we enter into fixed-price sales contracts with customers, we typically enter into fixed-price purchase contracts with suppliers. Depending on changes in the market prices of products compared to the prices secured in our contracts with suppliers of LPG, natural gas and electricity, a default of or force majeure by one or more of our suppliers under such contracts could cause us to purchase those commodities at higher prices, which would have a negative impact on our operating results. Risks Relating to Government Regulation and Oversight Regulators may not approve the rates we request and existing rates may be challenged, which may adversely affect our results of operations. In our UGI Utilities segment, our distribution operations are subject to regulation by the PAPUC and the MDPSC. These regulatory bodies, among other things, approve the rates that UGI Utilities may charge its utility customers, thus impacting the returns that UGI Utilities may earn on the assets that are dedicated to its operations. We expect that UGI Utilities will periodically file requests with the PAPUC to increase base rates charged to customers. If UGI Utilities is required in a rate proceeding to reduce the rates it charges its utility  customers, or is unable to obtain approval for timely  rate increases from the PAPUC, particularly  when necessary to cover increased costs, UGI Utilities’ revenue growth will be limited and earnings may decrease. Our need to comply with, and respond to industry-wide changes resulting from, comprehensive, complex, and sometimes unpredictable  governmental regulations, including regulatory initiatives aimed at increasing competition within our industry, may increase our costs and limit our revenue growth, which may adversely affect our operating results. While  we  generally  refer  to  our  UGI  Utilities  segment  as  our  “regulated  segment,”  there  are  many  governmental  regulations  that  have  an  impact  on  all  of  our businesses. Currently, we are subject to extensive and changing international, federal, state, and local safety, health, transportation, tax, and environmental laws and regulations governing the marketing, storage, distribution, and transportation of our energy products. Moreover, existing statutes and regulations may be revised or reinterpreted and new laws and regulations may be adopted or become applicable to the Company that may affect our businesses in ways that we cannot predict. 35 Table of Contents New regulations, or a change in the interpretation of existing regulations, could result in increased expenditures. In addition, for many of our operations, we are required  to  obtain  permits  from  regulatory  authorities  and,  in  some  cases,  such  regulatory  permits  could  subject  our  operations  to  additional  regulations  and standards of conduct. Failure to obtain or comply with these permits or applicable regulations and standards of conduct could result in civil and criminal fines or the cessation of the operations in violation. Governmental regulations and policies in the U.S. and Europe may provide for subsidies or incentives to customers who use  alternative  fuels  instead  of  carbon  fuels.  The  EU  has  committed  to  cut  CO  emissions  by  at  least  40%  by  2030  and  EU  member  states  are  proposing  and 2 implementing a range of subsidies and incentives to achieve the EU’s climate change goals. These subsidies and incentives may result in reduced demand for our energy products and services. We are investigating and remediating contamination at a number of present and former operating sites in the U.S., including former sites where we or our former subsidiaries operated manufactured gas plants. We have also received claims from third parties that allege that we are responsible for costs to clean up properties where we or our former  subsidiaries  operated  a manufactured  gas plant  or conducted other  operations.  Most of the costs we incur  to remediate  sites  outside  of Pennsylvania cannot currently be recovered in PAPUC rate proceedings, and insurance may not cover all or even part of these costs. Our actual costs to clean up these sites may exceed our current estimates due to factors beyond our control, such as: • • • • the discovery of presently unknown conditions; changes in environmental laws and regulations; judicial rejection of our legal defenses to third-party claims; or the insolvency of other responsible parties at the sites at which we are involved. Moreover, if we discover additional contaminated sites, we could be required to incur material costs, which would reduce our net income. We also may be unable to timely respond to changes within the energy and utility sectors that may result from regulatory initiatives to further increase competition within our industry. Such regulatory initiatives may create opportunities for additional competitors to grow their business or enter our markets and, as a result, we may be unable to maintain our revenues or continue to pursue our current business strategy. Our operations, financial results and cash flows may be adversely affected by existing and future global climate change laws and regulations, including with respect to GHG emission restrictions, as well as market responses thereto. Climate change continues to attract considerable  public and scientific  attention in the U.S. and in foreign countries. As a result, numerous proposals have been made and could continue to be made at the international, national, regional, state and local levels of government to monitor and limit GHG emissions. These efforts have included consideration of cap-and-trade programs, carbon taxes, GHG reporting and tracking programs, and regulations that directly limit GHG emissions from certain sources. Increased regulation of GHG emissions could impose significant additional costs on us, our suppliers, our vendors, and our customers. In September 2009, the EPA issued a final rule establishing a system for mandatory reporting of GHG emissions. In November 2010, the EPA expanded the reach of  its  GHG  reporting  requirements  to  include  the  petroleum  and  natural  gas  industries,  which  include  certain  facilities  of  our  natural  gas  distribution  business. These subject facilities have been required to monitor emissions since January 2011 and to submit detailed annual reports beginning in March 2012. In addition, some  states  have  adopted  laws  and  regulations  regulating  the  emission  of  GHGs  for  some  industry  sectors.  Examples  include  (i)  the  California  cap-and-trade program that requires certain covered entities, including propane companies, to purchase GHG emission allowances, and (ii) the Regional Northeast Gas Initiative, in which a number of states in the northeastern U.S. participate and have agreed to establish cap and trade programs to reduce power plant emissions. In the EU, there is a commitment to cut CO  emissions by at least 40% by 2030 and EU member states have implemented a range of subsidies and incentives to achieve the EU’s climate change goals. Further, emissions are regulated  via a number of means, including the European Union Emissions Trading System (the ‘‘EU ETS’’). The EU ETS is a trading system across the EU for industrial emissions and is expected to become progressively more stringent over time, including by reducing the number of allowances to emit GHGs. 2 The  adoption  and  implementation  of  any  U.S.  federal,  state  or  local  laws  or  regulations  or  foreign  laws  or  regulations  imposing  obligations  on,  or  limiting emissions of GHGs from, our equipment and operations could require us to incur significant costs to reduce emissions of GHGs associated with our operations or could adversely affect demand for our energy products. The potential increase in our operating costs could include new costs to operate and maintain our facilities, install new emission controls on our facilities, acquire allowances to authorize our GHG emissions, pay taxes related to our GHG emissions, and/or administer and manage a GHG emissions reduction program. We may not be able to pass on such increased costs to customers. 36 Table of Contents In addition, changes in regulatory policies that result in a reduction in the demand for hydrocarbon products that are deemed to contribute to GHGs, or restrict their use, may reduce volumes available to us for processing, transportation, marketing and storage. These developments could have a material adverse effect on our results of operations, financial results and cash flows. Changes in data privacy and data protection laws and regulations, particularly in Europe and California, or any failure to comply with such laws and regulations, could adversely affect our business and financial results. There  has  been  increased  public  attention  regarding  the  use  of  personal  information  and  data  transfers,  accompanied  by  legislation  and  regulations  intended  to strengthen data protection, information security and consumer and personal privacy. The laws in these areas continue to develop and the changing nature of data protection, information security and privacy laws in the U.S., the EU and elsewhere could impact our processing of the personal information of our employees, vendors and customers, which could lead to increased operating costs. The EU adopted the GDPR, which became effective in May of 2018 and expanded EU data protections,  in  certain  circumstances,  to  companies  outside  of  the  EU  processing  data  of  EU  residents,  regardless  of  whether  the  processing  occurs  in  the  EU. Similarly, the State of California legislature passed the California Consumer Privacy Act of 2018 (the “CCPA”), effective January 1, 2020, which grants certain rights  to  California  residents  with  respect  to  their  personal  information,  and  the  California  electorate  recently  approved  Proposition  24,  the  California  Privacy Rights Act (the “CPRA”), which will replace the CCPA effective January 1, 2023 and grant additional rights to California residents as well as create a new state privacy regulator. We expect that there will continue to be new laws, regulations and industry standards concerning data privacy and data protection in the U.S., the EU and other jurisdictions, and we cannot yet determine the impact such laws, regulations, interpretations and standards may have on our business. The GDPR requires companies to satisfy strict new requirements regarding the handling of personal information, including its use, protection and the ability of persons whose data is processed to exercise a number of rights with respect to their personal information, such as correcting or requiring deletion of data about themselves. Supervisory authorities from different EU member states may interpret and apply the GDPR somewhat differently,  and the GDPR also permits EU member  states to create supplemental  national  laws, which increases  the complexity  of compliance.  Failure to comply with GDPR requirements  could result  in penalties  of  up  to  €20  million  or  4%  of  worldwide  revenue,  whichever  is  greater,  for  serious  breaches.  Additionally,  in  July  2020,  the  Court  of  Justice  of  the European Union (the “CJEU”), the EU’s highest court, issued a landmark ruling in which it invalidated the U.S. – EU Privacy Shield framework for transferring the personal data of EU residents to the United States and suggested that the parties to data transfers can only rely on standard contractual clauses as a valid data transfer mechanism on a case-by-case basis. This ruling, and subsequent commentary on it from local European data protection authorities, have raised questions about the continuing viability of existing legal tools to support data transfers to the U.S., and additional regulatory guidance is likely to be forthcoming. The CCPA requires companies to make new disclosures to consumers about such companies’ data collection, use, and sharing practices and inform consumers of their personal  information  rights such as deletion  rights, allows  consumers to opt out of data sales  to third parties,  and provides a new cause of action  for data breaches. The CPRA will add more disclosure obligations (including an obligation to disclose retention periods or criteria for categories of personal information), grant consumers additional rights (including rights to correct their data, limit the use and disclosure of sensitive personal information, and opt out of the sharing of personal information for certain targeted behavioral advertising purposes). The CPRA also creates a new California Privacy Protection Agency (CPPA) to serve as California’s chief privacy regulator, which will likely result in greater regulatory activity and enforcement in the privacy area. The State of Nevada also recently amended its online privacy law to allow consumers to submit requests to prevent websites and online service providers from selling personal information that is collected through a website or online service. Additionally, the Federal Trade Commission and many state attorneys general are interpreting federal and state consumer protection laws to impose standards for the online collection, use, dissemination, and security of data as well as requiring disclosures about these practices. While we have invested significant time and resources in our GDPR compliance program, emerging and changing data privacy and data protection requirements, including CCPA, CPRA and any new considerations and requirements that emerge from the CJEU’s ruling, may cause us to incur additional substantial costs or require us to change our business practices. Any failure or perceived failure to comply may result in proceedings or actions against us by government entities or individuals.  Moreover,  any  inquiries  or  investigations,  any  other  government  actions,  or  any  actions  by  individuals,  may  be  costly  to  comply  with,  result  in negative  publicity,  increase  our  operating  costs,  require  significant  management  time  and  attention,  and  subject  us  to  remedies  that  may  harm  our  business, including fines, demands or orders that we modify or cease existing business practices. 37 Table of Contents The provisions of the Dodd-Frank Wall Street Reform and Consumer Protection Act (the “Dodd-Frank Act”), related regulations, and the rules adopted thereunder and other regulations, including the European Market Infrastructure Regulation (the “EMIR”), may have an adverse effect on our ability to use derivative instruments to hedge risks associated with our business. Our  derivative  hedging  activities  are  subject  to  Title  VII  of  the  Dodd-Frank  Act,  which  regulates  the  over-the-counter  derivatives  market  and  entities  that participate  in  that  market.  The  Dodd-Frank  Act  requires  the  CFTC  and  the  federal  banking  regulators  to  implement  the  Dodd-Frank  Act’s  provisions  through rulemaking,  including  rules  regarding  mandatory  clearing,  trade  execution  and margin  requirements.  We expect  to qualify  for and rely  upon an exception  from mandatory  clearing  and trade  execution  requirements  for swaps entered  into by commercial  end-users to hedge commercial  risks. In addition  to relief  from  the clearing mandate, we also expect to qualify for an exception for non-financial end-users from the margin requirements on uncleared swaps. If we are not able to do so and have to post margin as to our uncleared swaps in the future, our costs of entering into and maintaining swaps would be increased. While most of the CFTC’s rules and regulations under the Dodd-Frank Act have been finalized, some additional rules and regulations have yet to be adopted. It is possible that additional rules and regulations under the Dodd-Frank Act (including position limits as described below) may increase our cost of using derivative instruments  to  hedge  risks  associated  with  our  business  or  may  reduce  the  availability  of  such  instruments  to  protect  against  risks  we  encounter.  While  costs imposed  directly  on  us  due  to  regulatory  requirements  for  derivatives  under  the  Dodd-Frank  Act,  such  as  reporting,  recordkeeping  and  electing  the  end-user exception  from  mandatory  clearing,  are  relatively  minor,  costs  imposed  upon  our  counterparties  may  increase  the  cost  of  our  doing  business  in  the  derivatives markets to the extent such costs are passed on to us. If  we  become  subject  to  position  limits,  our  ability  to  hedge  risks  would  be  further  limited  and  we  would  be  subject  to  additional  compliance  and  reporting obligations. The CFTC has re-proposed position limits for certain futures and option contracts in the major energy markets and for swaps that are their economic equivalents, although certain bona fide hedging transactions would be exempt from these position limits. The CFTC has also finalized a rule that requires market participants  to  aggregate  their  positions  with  those  of  certain  other  persons  under  common  ownership  or  control  for  purposes  of  determining  compliance  with applicable position limits. If adopted, the revised position limit rule and its finalized companion rule on aggregation may adversely impact our ability to hedge exposure  to  price  fluctuation  of  certain  commodities.  In  addition  to  the  CFTC  federal  position  limit  regime,  designated  contract  markets  also  have  established position limits and accountability regimes. We may have to modify trading decisions or liquidate positions to avoid exceeding such limits or at the direction of the relevant exchange to comply with accountability levels. Further, any such position limit regime, whether imposed at the federal level or by a designated contract market,  may  impose  added  operating  costs  to  monitor  compliance  with  such  position  limit  levels,  addressing  accountability  level  concerns  and  maintaining appropriate exemptions, if applicable. The  EMIR  may  result  in  increased  costs  for  over-the-counter  derivative  counterparties  trading  in  the  EU  and  may  also  lead  to  an  increase  in  the  costs  of,  and demand for, the liquid collateral that the EMIR requires central counterparties to accept. Although we expect to qualify as a non-financial counterparty under the EMIR, and thus not be required to post margin under the EMIR, we may still be subject to increased regulatory requirements, including recordkeeping, marking to market,  timely  confirmations,  derivatives  reporting,  portfolio  reconciliation  and  dispute  resolution  procedures.  Provisions  under  the  EMIR  could  significantly increase the cost of derivatives contracts, materially alter the terms of derivatives contracts and reduce the availability of derivatives to protect against risks that we encounter. The increased trading costs and collateral costs may have an adverse impact on our business, contracts, financial condition, operating results, cash flow, liquidity and prospects. Accordingly, our business and operating results may be adversely affected if we are forced to reduce or modify our current use of derivatives as a result of the Dodd-Frank Act and the rules and regulations promulgated thereunder as a result of the EMIR and other similarly applicable rules and regulations. General Risks that May Impact Our Business The COVID-19 outbreak could adversely impact our business, financial condition and results of operations. The  COVID-19  outbreak  has  resulted  in  widespread  impacts  on  the  global  economy  and  on  our  employees,  customers,  third-party  business  partners  and  other stakeholders. There is considerable uncertainty regarding the extent to which COVID-19 will continue to spread and the extent and duration of domestic and global measures designed to contain the spread, including travel bans and restrictions, quarantines, shelter-in-place orders (including those in effect in our service areas), and business and government shutdowns. These restrictions may, among other things: 38 Table of Contents • • • • • • • negatively impact the financial condition of our customers and their ability to pay for our products and services; reduce energy consumption by certain of our customers, which would affect demand for our products; disrupt or delay progress in the development and completion of our energy infrastructure projects; prolong the time period necessary to perform maintenance of our infrastructure; result in operational delays, including delay in the delivery of our products to customers; result in impairment relating to certain current and long-lived assets; and limit or curtail significantly or entirely the ability of public utility commissions to approve or authorize applications and other requests we may make with respect to our regulated businesses. Additionally, while we have modified or restricted certain business and workforce practices (including employee travel, presence at employee work locations, and physical  participation  in  meetings,  events,  and  conferences)  to  protect  the  health  and  safety  of  our  workforce,  and  to  conform  to  government  orders  and  best practices  encouraged  by  governmental  and  regulatory  authorities,  we  depend  on  our  workforce  to  operate  our  facilities  and  deliver  our  products  and  provide services  to  customers.  If  a  large  portion  of  our  operational  workforce  were  to  contract  COVID-19  simultaneously,  we  would  rely  upon  our  business  continuity plans in an effort to continue operations, but there is no certainty that such measures would be sufficient to mitigate the adverse impact to our operations. Furthermore, if we seek to raise additional capital, our access to and cost of financing will depend on, among other things, global economic conditions, conditions in the financing and equity markets, the availability of sufficient amounts of financing, our prospects and our credit ratings. Our total available liquidity balance as of September 30, 2020 totaled approximately $1.5 billion, which includes commitments under recent financing transactions completed by our Energy Services and UGI Utilities subsidiaries. Nonetheless, if our credit ratings were to be downgraded, or general market conditions were to ascribe higher risk to our rating levels, our  industry,  or  us,  our  access  to  capital  and  the  cost  of  any  future  debt  financing  could  be  further  negatively  impacted.  In  addition,  the  terms  of  future  debt agreements could include more restrictive covenants, or require incremental collateral, which may further restrict our business operations or conflict with covenant restrictions then in effect. As a result, there is no guarantee that financings will be available in the future to fund our obligations, or that they will be available on terms consistent with our expectations. The  degree  to  which  COVID-19  may  impact  our  business  operations,  financial  condition,  liquidity  and  results  of  operations  is  unknown  at  this  time  and  will depend on future developments, including the ultimate geographic spread of the virus, the severity of the disease, the duration of the outbreak, actions prescribed or ordered by governmental authorities, and when and to what extent normal economic and operating conditions can resume. Federal income tax reform could have unforeseen effects on our financial condition and results of operations. On March 27, 2020, the U.S. enacted the CARES Act. Our financial statements for Fiscal 2020 reflect the realized benefits of the CARES Act, and we expect to continue to utilize provisions of the CARES Act in future quarters. See “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations -  Executive  Overview  -  Recent  Developments.”  Application  of  the  CARES  Act  requires  significant  judgments  to  be  made  in  the  interpretation  of  the  law  and significant estimates in the calculation of the provision for income taxes. Additional guidance may be issued by the Internal Revenue Service, the Department of the Treasury, or other governing body that may significantly differ from our interpretation of the law. In addition, certain provisions of the CARES Act may be repealed completely or in part or may be replaced by provisions that are less beneficial to our financial condition and results of operations in the future. If our interpretation  of  the  CARES  Act  differs  significantly  from  the  interpretation  of  governing  bodies,  or  if  future  administrations  choose  to  repeal  or  replace  the provisions of the CARES Act, our financial condition and results of operations may be adversely impacted. We may not be able to collect on the accounts of our customers. We depend on the viability of our customers for collections of accounts receivable and notes receivable. Moreover, our businesses serve numerous retail customers, and as we grow our businesses organically and through acquisitions, our retail customer base is expected to expand. There can be no assurance that our customers will not experience financial difficulties in the future or that we will be able to collect all of our outstanding accounts receivable or notes receivable and any such nonpayment by our customers could adversely affect our business. We are subject to operating and litigation risks that may not be covered by insurance. Our business operations are subject to all of the operating hazards and risks normally incidental to the handling, storage and distribution of combustible products, such as LPG and natural gas, and the generation of electricity. These risks could result in substantial losses due to personal injury and/or loss of life, and severe damage to and destruction of property and equipment 39 Table of Contents arising from explosions and other catastrophic events, including acts of terrorism. As a result of these and other incidents, we are sometimes a defendant in legal proceedings  and  litigation  arising  in  the  ordinary  course  of  business,  including  regulatory  investigations,  claims,  lawsuits  and  other  proceedings.  Additionally, environmental contamination could result in future legal proceedings. There can be no assurance that our insurance coverage will be adequate to protect us from all material expenses related to pending and future claims or that such levels of insurance would be available in the future at economical prices. Moreover, defense and settlement costs may be substantial, even with respect to claims and investigations that have no merit. If we cannot resolve these matters favorably, our business, financial condition, results of operations and future prospects may be materially adversely affected. The risk of natural disasters, pandemics and catastrophic events, including terrorism, may adversely affect the economy and the price and availability of LPG, other refined fuels and natural gas. Natural  disasters,  pandemics  and  catastrophic  events,  such  as  fires,  earthquakes,  explosions,  floods,  tornadoes,  hurricanes,  terrorist  attacks,  political  unrest  and other similar occurrences, may adversely impact the price and availability of LPG (including propane), other refined fuels and natural gas, which could adversely impact our financial condition and results of operations, our ability to raise capital and our future growth. The impact that the foregoing may have on our industries in general, and on us in particular, is not known at this time. A natural disaster, pandemic or an act of terror could result in disruptions of crude oil or natural gas supplies and markets (the sources of LPG), cause price volatility in the cost of LPG, fuel oil and natural gas, and our infrastructure facilities could be directly or indirectly impacted. Additionally, if our means of supply transportation, such as rail or pipeline, are delayed or temporarily unavailable due to a natural disaster, pandemic or terrorist activity, we may be unable to transport LPG and other refined fuels in a timely manner or at all. A lower level of economic activity could result in a decline in energy consumption, which could adversely affect our revenues or restrict our future growth. Instability in the financial markets as a result of a natural disaster, pandemic or terrorism could also affect our ability to raise capital. We have opted to purchase insurance coverage for natural disasters and terrorist acts within our property and casualty insurance programs, but we can give no assurance that our insurance coverage would be adequate to fully compensate us for any losses to our business or property resulting from natural disasters or terrorist acts. Our holding company structure could limit our ability to pay dividends or service debt. We are a holding company whose material assets are the stock of our subsidiaries. Our ability to pay dividends on our common stock and to pay principal and accrued  interest  on  our  debt,  if  any,  depends  on  the  payment  of  dividends  to  us  by  our  principal  subsidiaries,  AmeriGas,  Inc.,  UGI  Utilities,  and  Enterprises (including Energy Services and UGI International’s subsidiaries in Europe, which may be subject to complexities regarding the repatriation of funds to the U.S.). Payments to us by those subsidiaries, in turn, depend upon their consolidated results of operations and cash flows. The operations of our subsidiaries are affected by conditions beyond our control, including weather, regulations, competition in national and international markets we serve, the costs and availability of propane, butane, natural gas, electricity, and other energy sources and capital market conditions. The ability of our subsidiaries to make payments to us is also affected by the level of indebtedness of our subsidiaries, which is substantial, and the restrictions on payments to us imposed under the terms of such indebtedness. Volatility in credit and capital markets may restrict our ability to grow, increase the likelihood of defaults by our customers and counterparties and adversely affect our operating results. Volatility in credit and capital markets may create additional risks to our businesses in the future. We are exposed to financial market risk (including refinancing risk) resulting from, among other things, changes in interest rates and conditions in the credit and capital markets. Developments in the credit markets during the past  few  years  increase  our  possible  exposure  to  the  liquidity,  default  and  credit  risks  of  our  suppliers  and  vendors,  counterparties  associated  with  derivative financial instruments and our customers. Although we believe that current financial market conditions, if they were to continue for the foreseeable future, will not have a significant impact on our ability to fund our existing operations, less favorable market conditions could restrict our ability to grow through acquisitions, limit the scope of major capital projects if access to credit and capital markets is limited, or adversely affect our operating results. We depend on our intellectual property and failure to protect that intellectual property could have an adverse effect on us. We seek trademark protection for our brands in each of our businesses, and we invest significant resources in developing our business brands. Failure to maintain our trademarks and brands could adversely affect our customer-facing businesses and our operational results. 40 Table of Contents Declines in the stock market and a low interest rate environment may negatively impact our pension liability. Declines in the stock market and a low interest rate environment have had a significant impact on our pension liability and funded status. Declines in the stock or bond  market  and  valuation  of  stocks  or  bonds,  combined  with  low  interest  rates,  could  further  impact  our  pension  liability  and  funded  status  and  increase  the amount of required contributions to our pension plans. ITEM 1B. UNRESOLVED STAFF COMMENTS None. ITEM 3. LEGAL PROCEEDINGS With the exception of those matters set forth in Note 17 to Consolidated Financial Statements included in Item 15 of this Report, no material legal proceedings are pending  involving  the  Company,  any  of  its  subsidiaries,  or  any  of  their  properties,  and  no  such  proceedings  are  known  to  be  contemplated  by  governmental authorities other than claims arising in the ordinary course of business. ITEM 4. MINE SAFETY DISCLOSURES None. Information regarding our executive officers is included in Part III of this Report and is incorporated in Part I by reference. EXECUTIVE OFFICERS 41 Table of Contents PART II: ITEM 5. MARKET FOR REGISTRANT’S COMMON EQUITY, RELATED STOCKHOLDER MATTERS AND ISSUER PURCHASES OF EQUITY SECURITIES Market Information and Dividend Policy Our Common Stock is traded on the New York Stock Exchange under the symbol “UGI.” On November 13, 2020, we had 6,617 holders of record of Common Stock. Payment of dividends is subject to declaration by the Board of Directors. Factors considered in determining dividends include our profitability and expected capital needs. Subject to these qualifications, we presently expect to continue to pay dividends on a quarterly basis. Equity Compensation Plan Information Information regarding the securities authorized for issuance under our equity compensation plans can be found under Part III of this Report. Issuer Purchases of Equity Securities The Company did not repurchase any shares of its Common Stock during the quarter ended September 30, 2020. As of September 30, 2020, the Company had 5.85 million shares of Common Stock available for repurchase under an extension of a previous share repurchase program announced by the Company on January 25, 2018. The Board of Directors authorized the repurchase of up to 8 million shares of Common Stock over a four-year period expiring January 2022. Recent Sale of Unregistered Securities The Company did not sell any unregistered securities during Fiscal 2020. Performance Graph The following graph compares the cumulative total shareholder return (stock price appreciation and the reinvestment of dividends) on an investment of $100 in UGI Common Stock, the S&P 500 Index, and the S&P 500 Utilities Index over the five years from September 30, 2015, through September 30, 2020. 42 Table of Contents ITEM 6. SELECTED FINANCIAL DATA (Millions of dollars, except per share amounts) FOR THE PERIOD: Income statement data: Revenues Net income including noncontrolling interests Deduct net income attributable to noncontrolling interests, principally in AmeriGas Partners prior to the AmeriGas Merger Net income attributable to UGI Corporation Earnings per common share attributable to UGI Corporation stockholders: Basic Diluted Cash dividends declared per common share AT PERIOD END: Balance sheet data: Total assets Capitalization: Debt: Short-term debt: AmeriGas Propane UGI International Midstream & Marketing UGI Utilities Long-term debt (including current maturities): AmeriGas Propane UGI International Midstream & Marketing UGI Utilities UGI Corporation & Other Total debt UGI Corporation stockholders’ equity Noncontrolling interests (b) Total capitalization Ratio of capitalization: Total debt UGI Corporation stockholders’ equity Noncontrolling interests (b) 2020 2019 Year Ended September 30, 2018 (a) 2017 2016 $ $ $ $ $ $ $ $ $ 6,559  532  —  532  2.55  2.54  1.310  13,985  186  1  19  141  2,560  778  720  1,121  855  6,381  4,128  9  10,518  $ $ $ $ $ $ $ $ $ 7,320  308  (52) 256  1.44  1.41  1.145  13,347  328  211  91  166  2,565  719  687  979  854  6,600  3,817  10  10,427  $ $ $ $ $ $ $ $ $ 60.7 % 39.2 % 0.1 % 100.0 % 63.3 % 36.6 % 0.1 % 100.0 % $ $ $ $ $ $ $ $ $ 7,651  822  (103) 719  4.13  4.06  1.020  11,981  232  1  2  190  2,570  748  —  838  9  4,590  3,681  419  8,690  52.8 % 42.4 % 4.8 % 100.0 % 6,121  524  (87) 437  2.51  2.46  0.975  $ $ $ $ $ $ 5,686  489  (124) 365  2.11  2.08  0.930  11,582  $ 10,847  $ $ 140  18  39  170  2,573  839  —  751  9  4,539  3,163  578  8,280  54.8 % 38.2 % 7.0 % 100.0 % 153  —  26  113  2,334  780  —  672  9  4,087  2,844  751  7,682  53.2 % 37.0 % 9.8 % 100.0 % (a)        Fiscal  2018  results  include  remeasurement  impacts  from  the  TCJA  in  the  U.S.  See  Notes  7  and  9  to  Consolidated  Financial  Statements  for  additional information. (b)        Noncontrolling  interests  from  Fiscal  2016  to  Fiscal  2018  include  noncontrolling  interests  in  AmeriGas  Partners.  See  Note  5  to  Consolidated  Financial Statements regarding the effect of the AmeriGas Merger on noncontrolling interests. 43                                       Table of Contents (Millions of dollars, except per share amounts) Non-GAAP Reconciliation: Adjusted net income attributable to UGI Corporation: Net income attributable to UGI Corporation Net (gains) losses on commodity derivative instruments not associated with current-period transactions (net of tax of $35, $(60), $27, $32 and $14, respectively) Unrealized losses (gains) on foreign currency derivative instruments (net of tax of $(10), $9, $9, $(10) and $0, respectively) Loss on extinguishments of debt (net of tax of $0, $(2), $0, $(6) and $(5), respectively) AmeriGas Merger expenses (net of tax of $0, $0, $0, $0 and $0, respectively) Acquisition and integration expenses associated with the CMG Acquisition (net of tax of $(1), $(5), $0, $0 and $0, respectively) LPG business transformation expenses (net of tax of $(17), $(5), $0, $0 and $0, respectively) Loss on disposals of Conemaugh and HVAC (net of tax of $(15), $0, $0, $0 and $0, respectively) Integration expenses associated with Finagaz (net of tax of $0, $0, $(12), $(14) and $(11), respectively) Impairment of Partnership tradenames and trademarks (net of tax of $0, $0, $(6), $0 and $0, respectively) Impact from change in French tax rate Remeasurement impact from TCJA Total adjustments (a) Adjusted net income attributable to UGI Corporation (b) Adjusted diluted earnings per share: UGI Corporation earnings per share - diluted Net (gains) losses on commodity derivative instruments not associated with current-period transactions Unrealized losses (gains) on foreign currency derivative instruments Loss on extinguishments of debt AmeriGas Merger expenses Acquisition and integration expenses associated with the CMG Acquisition LPG business transformation expenses Loss on disposals of Conemaugh and HVAC Integration expenses associated with Finagaz Impairment of Partnership tradenames and trademarks Impact from change in French tax rate Remeasurement impact from TCJA Total adjustments (a) Adjusted diluted earnings per share (b) 2020 Year Ended September 30, 2018 2019 2017 2016 $ 532  $ 256  $ 719  $ 437  $ (82) 26  —  —  1  45  39  —  148  (23) 4  1  11  16  —  —  (69) (20) —  —  —  —  —  19  (51) 14  9  —  —  —  —  26  —  —  —  29  561  $ —  —  —  157  413  $ 15  (12) (166) (233) 486  $ —  (29) —  (31) 406  $ 2.54  $ 1.41  $ 4.06  $ 2.46  $ 0.82  (0.13) 0.02  0.01  0.06  0.09  —  —  —  —  —  0.87  2.28  $ (0.39) (0.11) —  —  —  —  —  0.10  0.08  (0.07) (0.93) (1.32) 2.74  $ (0.29) 0.08  0.05  —  —  —  —  0.15  —  (0.16) —  (0.17) 2.29  $ (0.39) 0.12  —  —  0.01  0.21  0.18  —  —  —  —  0.13  2.67  $ 44 $ $ $ 365  (30) —  8  —  —  —  —  17  —  —  —  (5) 360  2.08  (0.17) —  0.04  —  —  —  —  0.10  —  —  —  (0.03) 2.05    Table of Contents (a)    Income taxes associated with pre-tax adjustments determined using statutory business unit tax rates. (b)    Management uses "adjusted net income attributable to UGI Corporation" and "adjusted diluted earnings per share," both of which are financial measures not in accordance with GAAP, when evaluating UGI's overall performance. Non-GAAP financial measures are not in accordance with, or an alternative to, GAAP and should be considered in addition to, and not as a substitute for, the comparable GAAP measures. Management believes that these non-GAAP measures provide meaningful information to investors about UGI’s performance because they eliminate the impact of gains and losses on commodity and certain foreign currency derivative instruments not associated with current-period transactions and other significant discrete items that can affect the comparison of period- over-period results. 45 Table of Contents ITEM 7. MANAGEMENT’S DISCUSSION AND ANALYSIS OF FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS MD&A discusses our results of operations for Fiscal 2020 and Fiscal 2019, and our financial condition. For discussion of our results of operations and cash flows for Fiscal  2019 compared  with Fiscal 2018, refer  to “Item  7. Management’s  Discussion  and Analysis of Financial  Condition and Results of Operations”  in our Fiscal 2019 Annual Report on Form 10-K, filed with the SEC on November 26, 2019. MD&A should be read in conjunction with Items 1 and 2, “Business and Properties,”  Item  1A,  “Risk  Factors,”  and  the  Consolidated  Financial  Statements  in  Item  8  below  including  “Segment  Information”  included  in  Note  23  to Consolidated Financial Statements. Because most of our businesses sell or distribute energy products used in large part for heating purposes, our results are significantly influenced by temperatures in our  service  territories,  particularly  during  the  heating-season  months  of  October  through  March.  Accordingly,  our  results  of  operations,  after  adjusting  for  the effects of gains and losses on derivative instruments not associated with current-period transactions as further discussed below, are significantly higher in our first and second fiscal quarters. Executive Overview Recent Developments In March 2020, the WHO declared a global pandemic attributable to the outbreak and continued spread of COVID-19 that has had a significant impact throughout the global economy. In connection with the mitigation and containment procedures recommended by the WHO, the CDC, and as imposed by federal, state, and local  governmental  authorities,  including  shelter-in-place  orders,  quarantines  and  similar  restrictions,  we  implemented  a  variety  of  procedures  to  protect  our employees,  third-party  business  partners,  and  customers  worldwide.  Although  our  results  for  Fiscal  2020  have  been  negatively  impacted  by  COVID-19,  we continue to provide essential products and services to our global customers in a safe and reliable manner and will continue to do so in compliance with mandated restrictions presented by each of the markets we serve. We continue to evaluate and react to the continued effects of a prolonged disruption including the impact on our  results  of  operations.  These  items  may  include,  but  are  not  limited  to:  the  financial  condition  of  our  customers;  decreased  availability  and  demand  for  our products and services; realization of accounts receivable; impairment considerations related to certain current assets, long-lived assets and goodwill; delays related to current and future projects; and the effects of government stimulus efforts including tax legislation in response to COVID-19. We have also remained focused on managing our financial condition and liquidity throughout this global crisis. In March 2020, the CARES Act was enacted in response to the COVID-19 pandemic. Among other things, the CARES Act includes provisions which modify the NOL  limitation  and  carryback  rules  including  a  five-year  carryback  for  NOLs  and  the  temporary  removal  of  the  80  percent  limitation  on  NOL  utilization  for taxable years beginning before January 1, 2021. For additional information related to the CARES Act and the related impact on our results of operations for Fiscal 2020, see “Interest Expense and Income Taxes” below and Note 7 to Consolidated Financial Statements. While our operations and financial performance have been significantly impacted by COVID-19 in Fiscal 2020, we cannot predict the duration or total magnitude of the pandemic and the future effects on our business, financial position, results of operations, liquidity or cash flows at this time. Strategic Initiatives Business Transformation Initiatives Corporate Services. Beginning  in  Fiscal  2020,  we  initiated  a  transformation  project  focused  on  our  support  functions  including:  finance,  procurement,  human resources, and information technology. This initiative will standardize processes and activities across our global platform, while leveraging the use of best practices and  efficiencies  between  our  businesses.  While  this  initiative  is  being  coordinated  across  multiple  support  functions,  each  area  is  at  a  different  stage  of transformation and will undergo the required changes over the next two to three years. In connection with these activities, we expect to incur approximately $40 million of non-recurring costs during that time resulting in more than $15 million of ongoing annualized savings by Fiscal 2023. AmeriGas Propane: At AmeriGas Propane, we began executing on LPG transformation initiatives during Fiscal 2019 focused on efficiency and effectiveness in the following key areas: customer digital experience; customer relationship management; operating process redesign and specialization;  distribution and routing optimization;  sales  and  marketing  effectiveness;  purchasing  and  general  and  administrative  efficiencies;  and  supply  and  logistics.  The  business  activities  are  in process and 46 Table of Contents resulted in more than $40 million of benefits during Fiscal 2020. These initiatives will continue to be carried out over the next fiscal year and, once completed, are expected to provide more than $140 million of annual savings that will allow us to improve profitability and cash flow through operational efficiencies and expense reductions and enable increased investment into base business customer retention and growth initiatives, including the reduction of margins in select segments of our  base  business.  We  estimate  the  total  cost  of  executing  on  these  initiatives,  including  approximately  $100  million  of  related  capital  expenditures,  to  be approximately $200 million. UGI International. At  our  UGI  International  LPG  business,  we  launched  an  initiative  in  Fiscal  2019  and  embarked  on  a  process  of  identifying  operational synergies across all 17 countries in which we currently do business. We call this initiative Project Alliance, the goal of which is to focus attention on enhanced customer  service  and  safe  and  efficient  operations  through  the  establishment  of  two  centers  of  excellence.  One  such  center  will  be  focused  on  commercial excellence  to  identify  and  execute  projects  that  improve  the  customer’s  experience.  The  second  center  will  be  focused  on  operational  excellence  across  our distribution network and our filling centers. The business activities are in process and resulted in approximately €7 million of savings during Fiscal 2020. These initiatives will continue to be executed primarily over the next fiscal year and, once completed, are expected to generate over €30 million of annual savings. We estimate the total cumulative cost of executing on these Project Alliance initiatives, including approximately €10 million related to IT capital expenditures, to be approximately €55 million. Strategic Transactions Our Fiscal 2020 results reflect the impacts of two strategic transactions completed in late Fiscal 2019. The larger of these transactions was the purchase of all of the public’s ownership interest in AmeriGas Partners for 34.6 million shares of UGI Common Stock and $529 million in cash, resulting in UGI owning 100% of the Partnership effective August 21, 2019. The second significant strategic transaction was the acquisition of CMG from TC Energy on August 1, 2019, resulting in a substantial increase in our natural gas gathering assets as well as the acquisition of important gas processing assets in the Marcellus and Utica Shale formations. We anticipate executing on a number of future system expansion projects associated with the CMG assets. We refer to CMG and its equity interest in Pennant as “UGI Appalachia.” Non-GAAP Financial Measures UGI management uses “adjusted net income attributable to UGI Corporation” and “adjusted diluted earnings per share,” both of which are non-GAAP financial measures, when evaluating UGI’s overall performance. Management believes that these non-GAAP measures provide meaningful information to investors about UGI’s performance because they eliminate gains and losses on commodity and certain foreign currency derivative instruments not associated with current-period transactions and other significant discrete items that can affect the comparison of period-over-period results. UGI does not designate its commodity and certain foreign currency derivative instruments as hedges under GAAP. Volatility in net income attributable to UGI Corporation as determined in accordance with GAAP can occur as a result of gains and losses on commodity and certain foreign currency derivative instruments not  associated  with  current-period  transactions.  These  gains  and  losses  result  principally  from  recording  changes  in  unrealized  gains  and  losses  on  unsettled commodity  and  certain  foreign  currency  derivative  instruments  and,  to  a  much  lesser  extent,  certain  realized  gains  and  losses  on  settled  commodity  derivative instruments  that  are  not  associated  with  current-period  transactions.  However,  because  these  derivative  instruments  economically  hedge  anticipated  future purchases or sales of energy commodities, or in the case of certain foreign currency derivatives reduce volatility in anticipated future earnings associated with our foreign operations, we expect that such gains or losses will be largely offset by gains or losses on anticipated future energy commodity transactions or mitigate volatility in anticipated future earnings. Non-GAAP financial measures are not in accordance with, or an alternative to, GAAP and should be considered in addition to, and not as a substitute for, the comparable GAAP measures. The following tables reconcile net income attributable to UGI Corporation, the most directly comparable GAAP measure, to adjusted net income attributable to UGI Corporation, and reconcile diluted earnings per share, the most comparable GAAP measure, to adjusted diluted earnings per share, to reflect the adjustments referred to above: 47 Table of Contents (Millions of dollars, except per share amounts) Adjusted net income attributable to UGI Corporation: AmeriGas Propane UGI International Midstream & Marketing UGI Utilities Corporate & Other (a) Net income attributable to UGI Corporation Net (gains) losses on commodity derivative instruments not associated with current-period transactions (net of tax of $35 and $(60), respectively) Unrealized losses (gains) on foreign currency derivative instruments (net of tax of $(10) and $9, respectively) Loss on extinguishments of debt (net of tax of $0 and $(2), respectively) AmeriGas Merger expenses (net of tax of $0 and $0, respectively) Acquisition and integration expenses associated with the CMG Acquisition (net of tax of $(1) and $(5), respectively) LPG business transformation expenses (net of tax of $(17) and $(5), respectively) Loss on disposals of Conemaugh and HVAC (net of tax of $(15) and $0, respectively) Total adjustments (a) (b) Adjusted net income attributable to UGI Corporation Adjusted diluted earnings per share: AmeriGas Propane UGI International Midstream & Marketing UGI Utilities Corporate & Other (a) Earnings per share - diluted (c) Net (gains) losses on commodity derivative instruments not associated with current-period transactions Unrealized losses (gains) on foreign currency derivative instruments Loss on extinguishments of debt AmeriGas Merger expenses Acquisition and integration expenses associated with the CMG Acquisition LPG business transformation expenses Loss on disposals of Conemaugh and HVAC Total adjustments (a) (c) Adjusted diluted earnings per share (c) Year Ended September 30, 2019 2020 $ $ $ $ 156  $ 173  92  136  (25) 532  (82) 26  —  —  1  45  39  29  561  $ 0.74  $ 0.82  0.44  0.65  (0.11) 2.54  (0.39) 0.12  —  —  0.01  0.21  0.18  0.13  2.67  $ 68  145  78  133  (168) 256  148  (23) 4  1  11  16  —  157  413  0.38  0.80  0.43  0.74  (0.94) 1.41  0.82  (0.13) 0.02  0.01  0.06  0.09  —  0.87  2.28  (a) Corporate & Other includes certain adjustments made to our reporting segments in arriving at net income attributable to UGI Corporation, including the impact of the tax benefits resulting from tax law changes for Fiscal 2020. These adjustments have been excluded from the segment results to align with the measure used by our CODM in assessing segment performance and allocating resources. See “Interest Expense and Income Taxes” below and Note 23 to Consolidated Financial Statements for additional information related to these adjustments, as well as other items included within Corporate & Other. (b) Income taxes associated with pre-tax adjustments determined using statutory business unit tax rates. (c) Earnings per share for Fiscal 2020 reflect 34.6 million incremental shares of UGI Common Stock issued in conjunction with the AmeriGas Merger. 48 Table of Contents The following analysis compares the Company’s results of operations for Fiscal 2020 with Fiscal 2019. Fiscal 2020 Compared with Fiscal 2019 Discussion. Net income attributable to UGI Corporation was $532 million for Fiscal 2020 (equal to $2.54 per diluted share) compared to $256 million for Fiscal 2019  (equal  to  $1.41  per  diluted  share).  Net  income  in  Fiscal  2020  reflects  significant  year-over-year  changes  in  unrealized  gains  and  losses  on  commodity derivative instruments and certain foreign currency derivative instruments, the full ownership of AmeriGas Partners as a result of the AmeriGas Merger completed in August 2019, and tax law changes under the CARES Act and GILTI provisions of the IRC which resulted in current year tax benefits. These positive factors were  partially  offset  by  losses  related  to  the  disposal  of  non-core  assets,  higher  interest  and  depreciation  and  amortization  expense,  and  higher  LPG  business transformation expenses in Fiscal 2020 compared to the prior year. Fiscal 2020 earnings per share amounts include the full-year impact of 34.6 million shares of UGI Common Stock issued in connection with the AmeriGas Merger transaction. Adjusted  net  income  attributable  to  UGI  Corporation  for  Fiscal  2020  was  $561  million  (equal  to  $2.67  per  diluted  share)  compared  to  adjusted  net  income attributable  to  UGI  Corporation  for  Fiscal  2019  of  $413  million  (equal  to  $2.28  per  diluted  share). The  increase  in  adjusted  net  income  attributable  to  UGI Corporation during Fiscal 2020 reflects higher earnings contributions across our four business segments despite the effects of warmer weather and COVID-19, and the  effects  of  the  previously  mentioned  AmeriGas  Merger  and  incremental  earnings  from  UGI  Appalachia  in  Fiscal  2020  partially  offset  by  increased  interest expense  from  debt  issued  in  conjunction  with  these  transactions.  Adjusted  net  income  in  Fiscal  2020  also  reflects  the  effects  of  the  previously  mentioned  tax benefits resulting from the CARES Act and modified GILTI provisions. The significant increase in adjusted net income attributable to UGI from AmeriGas Propane in Fiscal 2020 reflects the inclusion of 100% of AmeriGas Propane’s results in the current-year period as a result of the AmeriGas Merger and lower operating and administrative expenses. These positive factors were partially offset by lower total margin largely attributable to decreased retail volumes. UGI International adjusted net income increased $28 million in Fiscal 2020 reflecting decreased operating and administrative expenses and lower income taxes. These positive effects were partially offset by lower total margin, including the effects of significantly warmer weather and the impacts of COVID-19, and higher interest expense during the current year. Although UGI International Fiscal 2020 adjusted net income was impacted by a slightly weaker euro compared to the prior year, adjusted net income also benefited from higher realized gains on foreign currency exchange contracts. Midstream & Marketing adjusted net income in Fiscal 2020 was $14 million higher than the prior year. This increase principally reflects incremental net income from UGI Appalachia, which includes the effects of increased depreciation and amortization expense and interest expense related to debt issued to finance a portion of its acquisition. UGI  Utilities  Fiscal  2020  adjusted  net  income  increased  slightly  compared  to  the  prior  year  principally  attributable  to  an  increase  in  total  margin,  reflecting incremental margin from an increase in Gas Utility base rates effective October 11, 2019, and lower operating and administrative expenses. The increase in total margin resulting from the increase in Gas Utility base rates was partially offset by the effects of warmer weather compared to the prior year and reduced volumes attributable to COVID-19. Depreciation and interest expense also increased during Fiscal 2020 compared to the prior year. AmeriGas Propane (Dollars in millions) Revenues Total margin (a) Operating and administrative expenses Operating income / earnings before interest expense and income taxes Retail gallons sold (millions) Degree days – % (warmer) colder than normal (b) 2020 2019 Decrease $ $ $ $ $ $ $ $ 2,381  1,421  890  373  987  (1.2)% $ $ $ $ 2,682  1,491  929  404  1,054  3.6 % (301) (70) (39) (31) (67) —  (11)% (5)% (4)% (8)% (6)% —  (a) Total margin represents revenues less cost of sales. (b) Deviation from average heating degree days for the 15-year period 2002-2016 based upon national weather statistics provided by NOAA for 344 Geo Regions in the United States, excluding Alaska and Hawaii. Beginning in Fiscal 2021, deviation from average heating degree days will be based on a rolling 10-year period. 49         Table of Contents Average temperatures during Fiscal 2020 were 1.2% warmer than normal and 4.6% warmer than the prior year. Total retail gallons sold during Fiscal 2020 were 6% lower than the prior year reflecting the effects of COVID-19, structural conservation and other residual volume loss, and the effects of the warmer weather on heating-related sales. The decrease in certain retail volumes was partially offset by higher cylinder exchange volumes and, to a much lesser extent, higher national accounts volumes compared to the prior year. Total revenues decreased $301 million during Fiscal 2020 principally related to lower retail propane revenues ($304 million) reflecting the effects of lower average retail  selling  prices  ($156  million)  and  the  lower  retail  volumes  sold  ($148  million).  Average  daily  wholesale  propane  commodity  prices  during  Fiscal  2020  at Mont Belvieu, Texas, one of the major supply points in the U.S., were approximately 28% lower than such prices during Fiscal 2019. Total cost of sales decreased $231 million during Fiscal 2020 principally reflecting the effects of lower average retail product costs ($170 million) and the lower retail propane volumes sold ($66 million). AmeriGas  Propane  total  margin  decreased  $70  million  in  Fiscal  2020  largely  attributable  to  the  previously  mentioned  lower  retail  volumes  sold  ($82  million) partially offset by slightly higher average retail unit margins ($14 million) compared to Fiscal 2019. Operating  income  and  earnings  before  interest  expense  and  income  taxes  decreased  $31  million  in  Fiscal  2020  principally  reflecting  the  previously  mentioned decrease in total margin partially offset by lower operating and administrative expenses ($39 million). The decrease in operating and administrative expenses in Fiscal  2020 includes,  among  other  things,  lower  employee  compensation  and  benefits-related  costs  ($19  million),  decreased  vehicle  operating  and  maintenance expenses  ($10  million),  lower  litigation  expense  ($7  million),  and  lower  business  travel  expenses  ($6  million).  These  improvements  were  partially  offset  by increased vacation accruals ($4 million) which include the effects of COVID-19 in Fiscal 2020. The lower total operating and administrative expenses reflected above include the partial benefits related to the previously mentioned ongoing LPG transformation initiatives. UGI International (Dollars in millions) Revenues Total margin (a) Operating and administrative expenses Operating income Earnings before interest expense and income taxes LPG retail gallons sold (millions) Degree days - % warmer than normal (b) 2020 2019 Increase (Decrease) $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 2,127  936  573  241  259  757  (12.1)% $ $ $ $ $ 2,372  956  611  229  234  833  (5.8)% (245) (20) (38) 12  25  (76) —  (10)% (2)% (6)% 5 % 11 % (9)% —  (a) Total margin represents total revenues less total cost of sales. (b) Deviation  from  average  heating  degree  days  for  the  15-year  period  2002-2016  at  locations  in  our  UGI  International  service  territories.  Beginning  in  Fiscal 2021, deviation from average heating degree days will be based on a rolling 10-year period. Average temperatures during Fiscal 2020 were 12.1% warmer than normal and 6.7% warmer than the prior year. Total LPG retail gallons sold during Fiscal 2020 were  9%  lower  principally  reflecting  the  effects  of  the  warmer  weather  on  heating-related  bulk  sales,  the  impacts  of  COVID-19  on  commercial  and  industrial volumes, and the termination of a low-margin autogas contract in Italy. These decreases were partially offset by higher crop drying volumes during the current year. During Fiscal 2020, average wholesale prices for propane and butane in northwest Europe were approximately 19% and 10% lower, respectively, compared with the prior year. UGI International base-currency results are translated into U.S. dollars based upon exchange rates experienced during the reporting periods. Differences in these translation rates affect the comparison of line item amounts presented in the table above. The functional currency of a significant portion of our UGI International results is the euro and, to a much lesser extent, the British pound sterling. During Fiscal 2020 and Fiscal 2019, the average unweighted euro-to-dollar translation rates were approximately  $1.12 and $1.13, respectively,  and the average unweighted British pound sterling-to-dollar  translation rates were approximately  $1.28 during both periods. During Fiscal 2020 and Fiscal 2019, realized gains and losses on foreign currency exchange contracts used to reduce volatility in our foreign operations’ net income settled at average euro-to-dollar exchange rates of $1.18 during both periods and at average British pound sterling-to-dollar exchange rates of $1.31 during both periods. 50         Table of Contents UGI International revenues and cost of sales decreased $245 million and $225 million, respectively, during Fiscal 2020 compared to the prior year. These decreases to both revenues and cost of sales principally reflect the effects of lower average LPG selling prices and product costs throughout Fiscal 2020, lower total LPG retail  and wholesale volumes, and the  translation  effects  of  the  weaker  euro  (approximately  $33 million  and  $19 million,  respectively,  on revenues  and  cost  of sales). UGI International total margin decreased $20 million during Fiscal 2020 largely attributable to the previously mentioned decrease in total LPG volumes and the translation effects of the weaker euro (approximately $14 million) compared to the prior year. These decreases were partially offset by higher average LPG unit margins including the effects of margin management efforts and lower LPG product costs. UGI International operating income and earnings before interest expense and income taxes increased $12 million and $25 million, respectively, during Fiscal 2020 compared to the prior year. The increase in operating income principally reflects lower operating and administrative expenses ($38 million) partially offset by the decrease in total margin and the absence of a customer contract settlement recorded in Fiscal 2019. The decrease in operating and administrative expenses in Fiscal 2020 includes, among other things, lower  employee  compensation  and  benefits  related  costs,  decreased  distribution  costs  and  business  travel  expenses,  and  the translation effects of the weaker euro (approximately $8 million). The increase in earnings before interest expense and income taxes in Fiscal 2020 largely reflects the  higher  operating  income  and  increased  pre-tax  realized  gains  on  foreign  currency  exchange  contracts  entered  into  in  order  to  reduce  volatility  in  UGI International net income resulting from the translation effects of changes in foreign currency exchange rates ($10 million). Midstream & Marketing (Dollars in millions) Revenues Total margin (a) Operating and administrative expenses Operating income Earnings before interest expense and income taxes (a) Total margin represents total revenues less total cost of sales. 2020 2019 Increase (Decrease) $ $ $ $ $ 1,247  $ 355  $ 140  $ 140  $ 168  $ 1,516  $ 275  $ 120  $ 105  $ 114  $ (269) 80  20  35  54  (18)% 29 % 17 % 33 % 47 % Average temperatures across Midstream & Marketing’s energy marketing territory during Fiscal 2020 were 7.9% warmer than normal and 6.3% warmer than the prior year. Midstream & Marketing’s Fiscal 2020 and Fiscal 2019 results include contributions from its HVAC business and ownership interest in Conemaugh, both of which were sold in September 2020. Losses associated with the disposal of these assets are reflected in “Corporate & Other” (see “Non-GAAP Financial Measures” above). Midstream  &  Marketing’s  revenues  for  Fiscal  2020  were  $269  million  lower  than  the  prior  year  principally  reflecting  decreased  natural  gas  revenues  ($330 million) and, to a much lesser extent, lower services-related revenues ($13 million) associated with its HVAC business and lower electric generation revenues ($9 million).  The  effect  of  these  revenue  decreases  was  partially  offset  by  higher  natural  gas  gathering  revenues  ($84  million)  largely  attributable  to  incremental revenues  from  UGI  Appalachia.  Midstream  &  Marketing  cost  of  sales  was  $892  million  in  Fiscal  2020  compared  to  $1,241  million  in  Fiscal  2019.  The  $349 million decrease in cost of sales principally reflects decreased natural gas costs ($326 million), lower peaking costs ($13 million) and lower services-related costs ($11 million) attributable to its HVAC business. The significant decreases in both natural gas revenues and cost of sales are primarily attributable to lower average natural gas prices during Fiscal 2020 and, to a much lesser extent, lower natural gas volumes. Midstream & Marketing total margin increased $80 million in Fiscal 2020 reflecting higher natural gas gathering total margin ($84 million) largely attributable to incremental  margin  from  UGI  Appalachia  and,  to  a  much  lesser  extent,  increased  peaking  ($5  million)  and  capacity  margins  ($4  million)  including  a  refund received  in  Fiscal  2020  in  connection  with  contracted  pipeline  rates.  The  effect  of  these  increases  was  partially  offset  by  lower  electric  generation  margin  ($5 million) largely related to lower volumes at the Conemaugh generating facility in Fiscal 2020 and lower retail commodity margin ($5 million) which reflects lower volumes attributable to the warmer weather compared to the prior year. Midstream  &  Marketing  operating  income  and  earnings  before  interest  expense  and  income  taxes  during  Fiscal  2020  increased  $35  million  and  $54  million, respectively, compared to the prior year. The increase in operating income principally reflects the increase in total margin partially offset by higher depreciation and amortization expense ($24 million) and increased operating and administrative expenses ($20 million). The higher depreciation and amortization expense and operating and administrative expenses are largely attributable to UGI Appalachia. The increase in earnings before interest expense and income taxes largely 51         Table of Contents reflects the previously mentioned increase in operating income ($35 million) and higher equity income ($18 million) primarily attributable to Pennant, a natural gas gathering and processing equity interest that was acquired as part of UGI Appalachia. UGI Utilities (Dollars in millions) Revenues Total margin (a) Operating and administrative expenses (a) Operating income Earnings before interest expense and income taxes Gas Utility system throughput – bcf      Core market      Total Electric Utility distribution sales - gwh Gas Utility degree days – % warmer than normal (b) 2020 2019 Increase (Decrease) $ $ $ $ $ 1,030  577  239  229  229  $ $ $ $ $ 75  310  978  (11.0)% 1,049  563  244  224  226  $ $ $ $ $ 80  294  983  (5.0)% (19) 14  (5) 5  3  (5) 16  (5) —  (2)% 2 % (2)% 2 % 1 % (6)% 5 % (1)% —  (a) Total margin represents total revenues less total cost of sales and revenue-related taxes (i.e. Electric Utility gross receipts taxes) of $5 million in both Fiscal 2020 and Fiscal 2019. For financial statement purposes, revenue-related taxes are included in “Operating and administrative expenses” on the Consolidated Statements of Income (but are excluded from operating expenses presented above). (b) Deviation from average heating degree days for the 15-year period 2000-2014 based upon weather statistics provided by NOAA for airports located within Gas Utility’s service territory. Beginning in Fiscal 2021, deviation from average heating degree days will be based on a rolling 10-year period. Temperatures in Gas Utility’s service territory during Fiscal 2020 were 11.0% warmer than normal and 5.8% warmer than the prior year. Despite continued growth in the number of core market customers and higher average use per customer, Gas Utility core market volumes decreased during Fiscal 2020 (5 bcf) reflecting the effects of the warmer weather and reduced volumes attributable to COVID-19. Total Gas Utility distribution system throughput increased 16 bcf during Fiscal 2020 reflecting higher interruptible delivery service volumes (10 bcf) and higher large firm delivery service volumes (11 bcf) partially offset by the lower core market volumes.  Electric  Utility  distribution  sales  volumes  were  lower  than  the  prior  year  principally  reflecting  the  effects  of  warmer  heating-season  weather  partially offset by increased consumption during the warmer summer months. UGI Utilities revenues decreased $19 million in Fiscal 2020 reflecting a $14 million decrease in Gas Utility revenues and $5 million decrease in Electric Utility revenues. The decrease in Gas Utility revenues principally reflects lower off-system sales and capacity release revenues ($18 million) partially offset by the effects of an  adjustment  in Fiscal  2019 ($6 million)  related  to credits  provided  to customers  in connection  with  the TCJA. Gas Utility  core  market  revenues  increased slightly during Fiscal 2020 as the effects of the increase in base rates effective October 11, 2019 were largely offset by the decrease in core market volumes. The decrease in Electric Utility revenues during Fiscal 2020 is largely attributable to the lower distribution sales volumes and lower DS rates. UGI Utilities cost of sales was $448 million in Fiscal 2020 compared with $481 million in Fiscal 2019 reflecting lower Gas Utility cost of sales ($30 million) and lower Electric Utility cost of sales ($3 million). The lower Gas Utility cost of sales relates to core market customers ($16 million) largely attributable to the effect of decreased volumes, and lower cost of sales associated with off-system sales ($20 million), partially offset by higher large firm delivery service cost of sales. The decrease in Electric Utility cost of sales is largely attributable to the lower distribution sales volumes and lower average DS rates. UGI  Utilities  total  margin  increased  $14  million  during  Fiscal  2020  reflecting  higher  margin  from  Gas  Utility  ($16  million)  partially  offset  by  slightly  lower Electric Utility margin ($2 million). The increase in total Gas Utility margin includes higher core market margin ($18 million) which reflects the effects of the increase in base rates which became effective October 11, 2019 partially offset by the lower core market volumes. The increase in Gas Utility margin also reflects the absence of the previously mentioned customer credit adjustment related to the TCJA reflected in the prior year. These positive factors were partially offset by lower customer late payment fees ($3 million) attributable to our response to COVID-19 and lower margin from large firm delivery service ($2 million) compared to the prior year. UGI  Utilities  operating  income  and  earnings  before  interest  expense  and  income  taxes  increased  $5  million  and  $3  million,  respectively,  during  Fiscal  2020 compared to the prior year. The increase in operating income reflects the previously 52         Table of Contents mentioned increase in total margin and lower operating and administrative expenses ($5 million), partially offset by higher depreciation expense ($12 million). The lower operating and administrative  expenses reflect, among other things, decreases in contractor costs and transportation expenses, partially offset by higher IT maintenance and consulting expenses. Higher depreciation expense compared to the prior year relates to continued IT and distribution system capital expenditure activity. The increase in earnings before interest expense and income taxes largely reflects the increase in operating income partially offset by the absence of a non- service pension benefit reflected in the prior year. Interest Expense and Income Taxes Our  consolidated  interest  expense  during  Fiscal  2020  was  $322  million  compared  to  $258  million  during  the  prior  year.  The  $64  million  increase  in  interest expense principally reflects higher interest expense on long-term debt outstanding including debt incurred by UGI Corporation and Energy Services in late Fiscal 2019  to  fund  a  portion  of  the  CMG  Acquisition  and  the  cash  portion  of  the  AmeriGas  Merger,  and  increased  interest  expense  on  higher  average  short-term borrowings. Our  effective  income  tax  rate  decreased  between  Fiscal  2020  and  Fiscal  2019  due  primarily  to  a  benefit  from  the  changes  to  NOL  carryback  rules  under  the CARES Act ($32 million) and lower U.S. tax on foreign source income as the result of the issuance of final regulations related to the high-tax exception on GILTI income.  These  decreases  were  partially  offset  by  changes  in  the  mix  of  domestic  versus  foreign  income  as  the  current  year  blend  contained  a  larger  foreign percentage than the prior year reflecting foreign statutory tax rates that exceed the U.S. statutory rate. For additional information on our income taxes, including tax law changes, see Note 7 to Consolidated Financial Statements. Financial Condition and Liquidity The  Company  expects  to  have  sufficient  liquidity  including  cash  on  hand  and  available  borrowing  capacity  to  continue  to  support  long-term  commitments  and ongoing operations despite uncertainties associated with the outbreak and continued spread of COVID-19. Our total available liquidity balance, comprising cash and cash equivalents and available borrowing capacity on our revolving credit facilities, totaled approximately $1.5 billion and $1.1 billion at September 30, 2020 and 2019, respectively. The Company's liquidity has been positively influenced by continued low commodity prices experienced during Fiscal 2020 and overall decreased margin calls and collateral deposits associated with derivative instruments. In addition, the Company does not have any near-term senior note or term loan  maturities.  While  the  Company’s  operations  and  financial  performance  has  been  significantly  impacted  by  COVID-19  during  Fiscal  2020,  it  is  a  rapidly evolving situation and the Company cannot predict the ultimate impact that COVID-19 will have on its liquidity, debt covenants, financial condition or the timing of capital expenditures. UGI and its subsidiaries were in compliance with all debt covenants as of September 30, 2020. We  depend  on  both  internal  and  external  sources  of  liquidity  to  provide  funds  for  working  capital  and  to  fund  capital  requirements.  Our  short-term  cash requirements not met by cash generated from operations are generally satisfied with borrowings under credit facilities and, in the case of Midstream & Marketing, also from a Receivables Facility. Long-term cash requirements are generally met through the issuance of long-term debt or equity securities. We believe that each of our business units has sufficient liquidity in the forms of cash and cash equivalents on hand; cash expected to be generated from operations; credit facility and Receivables Facility borrowing capacity; and the ability to obtain long-term financing to meet anticipated contractual and projected cash commitments. Issuances of debt and equity securities in the capital markets and additional credit facilities may not, however, be available to us on acceptable terms. The  primary  sources  of  UGI’s  cash  and  cash  equivalents  are  the  dividends  and  other  cash  payments  made  to  UGI  or  its  corporate  subsidiaries  by  its  principal business units. Our cash and cash equivalents totaled $336 million at September 30, 2020, compared with $447 million at September 30, 2019. Excluding cash and cash equivalents that reside at UGI’s operating subsidiaries, at September 30, 2020 and 2019, our cash and cash equivalents totaled $112 million and $225 million, respectively. Such cash is available to pay dividends on UGI Common Stock and for investment purposes. UGI receives cash distributions from the Partnership in accordance with the Partnership Agreement’s requirement to make quarterly distributions in a total amount equal to its Available Cash. Prior to the AmeriGas Merger during Fiscal 2019, amounts paid to the General Partner included incentive distributions when AmeriGas Partners’ quarterly distribution exceeded $0.605 per limited partner unit. During Fiscal 2019 (prior to the AmeriGas Merger), distributions received by the General Partner with respect to its aggregate 2% general partner interest in the Partnership totaled $55 million, which included incentive distributions of $45 million. See Note  15 to  Consolidated  Financial  Statements  for  the  definition  of  Available  Cash  included  in  the  Partnership  Agreement  and  additional  information  related  to Partnership distributions. 53 Table of Contents During Fiscal 2020 and Fiscal 2019, our principal business units paid cash dividends and made other cash payments to UGI and its subsidiaries as follows: (Millions of dollars) AmeriGas Propane UGI International (a) Midstream & Marketing UGI Utilities Total 2020 2019 108  $ 250  50  50  458  $ 119  64  50  20  253  $ $ (a)        Represents  cash  payments  to  UGI  International’s  U.S.  holding  company  subsidiary.  Cash  dividends  in  Fiscal  2020  were  used,  in  part,  to  pay  down  all outstanding revolving credit facility borrowings on the UGI International Credit Facilities Agreement in September 2020. Dividends On April 21, 2020, UGI’s Board of Directors approved an increase in the quarterly dividend rate on UGI Common Stock to $0.33 per Common Share, or $1.32 on an annual basis, reflecting, an approximate 1.5% increase from the previous quarterly rate of $0.325. The dividend was paid on July 1, 2020, to shareholders of record on June 15, 2020. On November 20, 2020, UGI’s Board of Directors declared a cash dividend equal to $0.33 per common share. The dividend will be payable on January 1, 2021, to shareholders of record on December 15, 2020. Repurchases of Common Stock In January 2018, UGI’s Board of Directors authorized the repurchase of up to 8 million shares of UGI Corporation Common Stock over a four-year period expiring in  January  2022.  Pursuant  to  such  authorizations,  during  Fiscal  2020  and  Fiscal  2019,  the  Company  purchased  on  the  open  market  1.0  million  and  0.3  million shares at a total purchase price of $38 million and $17 million, respectively. Long-term Debt and Credit Facilities The Company’s debt outstanding at September 30, 2020 and 2019, comprises the following: (millions of dollars) Short-term borrowings Long-term debt (including current maturities): Senior notes Term loans Other long-term debt Unamortized debt issuance costs Total long-term debt Total debt $ $ $ $ AmeriGas Propane UGI International 1  186  $ 2,575  $ —  5  (20) 2,560  $ 2,746  $ 410  352  23  (7) 778  779  2020 Midstream & Marketing 19  —  691  41  (a) (12) 720  739  $ $ $ $ $ $ $ $ UGI Utilities Corp. & Other Total 2019 Total 141  $ —  $ 347  $ 796  975  $ 148  3  (5) 1,121  $ 1,262  $ —  $ 550  308  (3) 855  $ 855  $ 3,960  1,741  380  (47) 6,034  6,381  $ $ $ 3,782  1,729  346  (53) 5,804  6,600  (a) Midstream & Marketing includes finance lease liabilities recognized as a result of the adoption of ASU No. 2016-02. For additional information, see Note 2 and Note 16 to Consolidated Financial Statements. Significant Financing Activities UGI Utilities. On April 16, 2020, UGI Utilities issued in a private placement $150 million of UGI Utilities 3.12% Senior Notes due April 16, 2050 pursuant to a Note Purchase Agreement dated March 19, 2020, between UGI Utilities and certain note purchasers. The UGI Utilities 3.12% Senior Notes are unsecured and rank equally with UGI Utilities’ existing outstanding 54 Table of Contents senior  debt.  The  net  proceeds  from  the  issuance  of  the  UGI Utilities  3.12%  Senior  Notes  were  used  to  reduce  short-term  borrowings  and  for  general  corporate purposes. Credit Facilities Energy Services. On March 6, 2020, Energy Services entered into the Energy Services 2020 Credit Agreement, as borrower, with a group of lenders. The Energy Services 2020 Credit Agreement amends and restates the Energy Services Credit Agreement. The Energy Services 2020 Credit Agreement provides for borrowings up to $260 million, including a $50 million sublimit for letters of credit. Energy Services may request an increase in the amount of loan commitments under the Energy Services 2020 Credit Agreement to a maximum aggregate amount of $325 million, subject to certain terms and conditions. Borrowings under the Energy Services 2020 Credit Agreement can be used to fund acquisitions and investments and for general corporate purposes. The Energy Services 2020 Credit Agreement is scheduled to expire in March 2025. Information about the Company’s principal credit agreements (excluding Energy Services’ Receivables Facility, which is discussed below) as of September 30, 2020 and 2019, is presented in the tables below. (Currency in millions) September 30, 2020 AmeriGas OLP UGI International, LLC (a) Energy Services UGI Utilities UGI Corporation (b) September 30, 2019 AmeriGas OLP UGI International, LLC (a) Energy Services UGI Utilities UGI Corporation (b) Expiration Date Total Capacity Borrowings Outstanding Letters of Credit and Guarantees Outstanding Available Borrowing Capacity Weighted Average Interest Rate - End of Year December 2022 October 2023 March 2025 June 2024 August 2024 December 2022 October 2023 March 2021 June 2024 August 2024 $ € $ $ $ $ € $ $ $ 600  300  260  350  300  600  300  200  350  300  $ € $ $ $ $ € $ $ $ 186  —  —  141  300  328  193  45  166  300  $ € $ $ $ $ € $ $ $ 62  —  —  —  —  63  —  —  —  —  $ € $ $ $ $ € $ $ $ 352  300  260  209  —  209  107  155  184  —  2.61  % N.A. N.A. 1.12  % 2.41  % 4.50  % 3.64  % 6.25  % 3.00  % 4.55  % (a) The  UGI  International  Credit  Facilities  Agreement  permits  UGI  International,  LLC  to  borrow  in  euros  or  dollars.  UGI  International  repaid  all  borrowings outstanding on this facility in September 2020. At September 30, 2019, the amount outstanding consisted of USD-denominated borrowings of $210 million. (b) Borrowings outstanding have been classified as “Long-term debt” on the Consolidated Balance Sheets. In October 2020, the Company repaid $30 million of such borrowings and classified these repayments as “Current maturities of long-term debt” on the 2020 Consolidated Balance Sheet. N.A. - Not applicable The average daily and peak short-term borrowings under the Company’s principal credit agreements during Fiscal 2020 and Fiscal 2019 are as follows: (Currency in millions) AmeriGas OLP UGI International, LLC Energy Services UGI Utilities UGI Corporation 2020 2019 Average Peak Average Peak $ € $ $ $ 245  $ 158  € 18  $ 180  $ 285  $ 359  $ 179  € 77  $ 324  $ 300  $ 280  $ 41  € 13  $ 154  $ 50  $ 422  266  220  311  300  Receivables Facility. Energy Services also has a Receivables Facility with an issuer of receivables-backed commercial paper. On October 23, 2020, the expiration date of the Receivables Facility was extended to October 22, 2021. The Receivables Facility provides Energy Services with the ability to borrow up to $150 million of eligible receivables during the period November through April, and up to $75 million of eligible receivables during the period May through October. Energy Services 55 Table of Contents uses the Receivables Facility to fund working capital, margin calls under commodity futures contracts, capital expenditures, dividends and for general corporate purposes. At  September  30,  2020,  the  outstanding  balance  of  trade  receivables  was  $50  million  of  which  $19  million  was  sold  to  the  bank.  At  September  30,  2019,  the outstanding  balance  of  trade  receivables  was  $55  million  of  which  $46  million  was  sold  to  the  bank.  Amounts  sold  to  the  bank  are  reflected  as  “Short-term borrowings” on the Consolidated Balance Sheet. During Fiscal 2020 and Fiscal 2019, peak sales of receivables were $97 million and $68 million, respectively. During Fiscal 2020 and Fiscal 2019, average daily amounts sold were $45 million and $21 million, respectively. For further information on the Company’s long-term debt and credit facilities, see Note 6 to Consolidated Financial Statements. Cash Flows Due to the seasonal nature of the Company’s businesses, cash flows from operating activities are generally strongest during the second and third fiscal quarters when  customers  pay  for  natural  gas,  LPG,  electricity  and  other  energy  products  and  services  consumed  during  the  peak  heating  season  months.  Conversely, operating cash flows are generally at their lowest levels during the fourth and first fiscal quarters when the Company’s investment in working capital, principally inventories and accounts receivable, is generally greatest. Operating Activities: Year-to-year variations in our cash flows from operating activities can be significantly affected by changes in operating working capital especially during periods with significant changes in energy commodity prices. Cash flows from operating activities in Fiscal 2020 and Fiscal 2019 were $1,102 million and $1,078 million, respectively.  Cash flows from  operating  activities  before  changes  in operating  working capital  were $1,176 million  in Fiscal 2020 and $1,025 million  in Fiscal 2019. The higher cash flow from operating activities before changes in operating working capital in Fiscal 2020 principally reflects, in large part, incremental cash flow from UGI Appalachia and higher cash contributions from UGI International. Changes in operating working capital (used) provided operating cash flow of $(74) million in Fiscal 2020 and $53 million in Fiscal 2019. Changes in operating working capital during Fiscal 2020 reflects, among other things, an increase in cash used to fund accounts receivable and inventories attributable to the absence of declining commodity prices that occurred during Fiscal 2019 and an increase in income taxes receivable associated with an NOL carryback benefit under the CARES Act. This increase in cash used by changes in operating working capital were partially offset by net recoveries of deferred fuel and power costs compared to net refunds during the prior year, net cash collateral deposits received as compared to net cash collateral paid in the prior year and cash provided by changes in accounts payable as compared to a use of cash in the prior year. Investing Activities: Investing  activity  cash  flow  is  principally  affected  by  cash  expenditures  for  property,  plant  and  equipment;  cash  paid  for  acquisitions  of  businesses  and  assets; investments  in  equity  investees;  and  cash  proceeds  from  sales  and  retirements  of  property,  plant  and  equipment.  Cash  expenditures  for  property,  plant  and equipment  totaled  $655  million  in  Fiscal  2020  and  $705  million  in  Fiscal  2019.  Cash  payments  for  property,  plant  and  equipment  were  lower  in  Fiscal  2020 compared  with  Fiscal  2019  reflecting,  in  part,  the  curtailment  of  certain  nonessential  business  operations  across  the  U.S.  and  Europe  due  to  the  outbreak  of COVID-19. Cash used for acquisitions of businesses and assets in Fiscal 2019 principally comprises Midstream & Marketing’s $1.275 billion acquisition of CMG and its acquisition of South Jersey Energy Company’s natural gas marketing business, and UGI International’s acquisitions of several smaller LPG retail businesses in Belgium, the Netherlands and the United Kingdom. Financing Activities: Changes  in  cash  flow  from  financing  activities  are  primarily  due  to  issuances  and  repayments  of  long-term  debt;  short-term  borrowings;  dividends  on  UGI Common Stock; issuances or repurchases of equity instruments; and, in Fiscal 2019, the cash portion of the AmeriGas Merger and distributions on publicly held AmeriGas Partners Common Units. In  both  Fiscal  2020  and  Fiscal  2019,  UGI  Utilities  issued,  in  separate  private  placements,  $150  million  of  senior  notes  due  in  April  2050  and  February  2049, respectively. Cash flows from financing activities in Fiscal 2019 reflect significant UGI International refinancing transactions during the month of October 2018 including  €300  million  borrowed  under  a  variable-rate  term  loan  facility  and  €350  million  principal  amount  of  3.25%  senior  unsecured  notes  issued  in  an underwritten private placement. The net proceeds from these borrowings plus cash on hand were used principally to repay €540 million outstanding principal of UGI France’s variable-rate term loan; €46 million of outstanding principal of Flaga’s variable-rate term loan; and $50 million of outstanding principal of Flaga’s U.S. Dollar Term loan, plus accrued and unpaid interest. 56 Table of Contents Also in Fiscal  2019, UGI Corporation  borrowed  a  total  of $850 million  under  the UGI Corporation  Senior  Credit  Facility  and  Energy  Services  borrowed  $700 million under the Energy Services Term Loan. A portion of the proceeds from borrowings under the UGI Corporation Senior Credit Facility were used to finance the cash portion of the AmeriGas Merger. Proceeds from the Energy Services Term Loan as well as a portion of the borrowings under the UGI Corporation Senior Credit Agreement were used to finance the CMG Acquisition. Capital Expenditures In the following table, we present capital expenditures (which exclude acquisitions) for Fiscal 2020 and Fiscal 2019. We also provide amounts we expect to spend in Fiscal 2021. We expect to finance a substantial portion of our Fiscal 2021 capital expenditures from cash generated by operations and cash on hand. (Millions of dollars) AmeriGas Propane UGI International Midstream & Marketing UGI Utilities Total 2021  (estimate) 2020 2019 $ $ 175  135  110  430  850  $ $ 135  $ 89  93  348  665  $ 107  106  138  355  706  In Fiscal 2020, higher capital expenditures at AmeriGas Propane primarily resulted from ongoing business transformation initiatives. Also in Fiscal 2020, lower levels of capital expenditures at our other operating business segments primarily resulted from the curtailment of certain non-essential business activities across the U.S. and Europe due to the outbreak of COVID-19. Increased levels of capital expenditures estimated in Fiscal 2021 reflect a return to normal capital spending due to  the  easing  of  restrictions  associated  with  the  outbreak  of  COVID-19.  In  addition,  the  increase  in  Fiscal  2021  reflects  continued  business  transformation expenditures associated with initiatives at AmeriGas Propane and UGI International; natural gas infrastructure expansion projects at Midstream & Marketing; and replacement and betterment projects at UGI Utilities. Contractual Cash Obligations and Commitments The Company has contractual cash obligations that extend beyond Fiscal 2020. The following table presents contractual cash obligations with non-affiliates under agreements existing as of September 30, 2020: (Millions of dollars) Long-term debt (a) Interest on long-term fixed-rate debt (a)(b)(c) Operating leases AmeriGas Propane supply contracts UGI International supply contracts Midstream & Marketing supply contracts UGI Utilities construction, supply, storage and transportation contracts Derivative instruments (d) Total $ $ Total Fiscal  2021 Payments Due by Period Fiscal  2022 - 2023 Fiscal  2024 - 2025 Thereafter 6,081  $ 2,147  481  23  257  622  295  68  9,974  $ 53  $ 279  102  23  257  313  110  47  1,184  $ 486  $ 539  159  —  —  248  106  21  1,559  $ 2,223  $ 425  111  —  —  44  52  —  2,855  $ 3,319  904  109  —  —  17  27  —  4,376  (a) Based upon stated maturity dates for debt outstanding at September 30, 2020. (b) Based upon stated interest rates adjusted for the effects of interest rate swaps. (c) Calculated using applicable interest rates or forward interest rate curves, and UGI’s and its subsidiaries’ leverage ratios, as of September 30, 2020. (d) Represents the sum of amounts due if derivative instrument liabilities were settled at the September 30, 2020 amounts reflected in the Consolidated Balance Sheet (but excluding amounts associated with interest rate contracts). “Other noncurrent liabilities” included in our Consolidated Balance Sheet at September 30, 2020, principally comprise operating lease liabilities (see Note 16 to Consolidated Financial Statements); regulatory liabilities (see Note 9 to Consolidated 57   Table of Contents Financial Statements); refundable tank and cylinder deposits (as further described in Note 2 to Consolidated Financial Statements under the caption “Refundable Tank  and  Cylinder  Deposits”);  litigation,  property  and  casualty  liabilities  and  obligations  under  environmental  remediation  agreements  (see  Note  17  to Consolidated  Financial  Statements);  pension  and  other  postretirement  benefit  liabilities  recorded  in  accordance  with  accounting  guidance  relating  to  employee retirement  plans  (see  Note  8  to  Consolidated  Financial  Statements);  and  liabilities  associated  with  executive  compensation  plans  (see  Note  14  to  Consolidated Financial  Statements).  These  liabilities,  with  the  exception  of  operating  lease  liabilities,  are  not  included  in  the  table  of  Contractual  Cash  Obligations  and Commitments because they are estimates of future payments and not contractually fixed as to timing or amount. Required minimum contributions to UGI Utilities’ pension plan (as further described below under “U.S. Pension Plan”) in Fiscal 2021 are not expected to be material. Required minimum contributions to the U.S. Pension  Plan  in  years  beyond  Fiscal  2021  will  depend,  in  large  part,  on  the  impacts  of  future  returns  on  pension  plan  assets  and  interest  rates  on pension  plan liabilities. U.S. Pension Plan The U.S. Pension Plan is a defined benefit pension plan for employees hired prior to January 1, 2009, of UGI, UGI Utilities and certain of UGI’s other domestic wholly owned subsidiaries. The fair values of the U.S. Pension Plan’s assets totaled $566 million and $529 million at September 30, 2020 and 2019, respectively. At September 30, 2020 and 2019, the underfunded positions of the U.S. Pension Plan, defined as the excess of the PBO over the U.S. Pension Plan’s assets, were $170 million and $176 million, respectively. We  believe  we  are  in  compliance  with  regulations  governing  defined  benefit  pension  plans,  including  the  ERISA  rules  and  regulations.  Required  minimum contributions to the U.S. Pension Plan in Fiscal 2021 are not expected to be material. Pre-tax pension cost associated with the U.S. Pension Plan in Fiscal 2020 was $9 million. Pre-tax pension cost associated with the U.S. Pension Plan in Fiscal 2021 is expected to be approximately $5 million. GAAP guidance associated with pension and other postretirement plans generally requires recognition of an asset or liability in the statement of financial position reflecting the funded status of pension and other postretirement benefit plans with current year changes recognized in shareholders’ equity unless such amounts are subject to regulatory recovery. At September 30, 2020, we have recorded after-tax charges to UGI Corporation’s stockholders’ equity of $26 million and recorded regulatory assets totaling $175 million in order to reflect the funded status of our pension and other postretirement benefit plans. For a more detailed discussion of the U.S. Pension Plan and our other postretirement benefit plans, see Note 8 to Consolidated Financial Statements. Related Party Transactions During Fiscal 2020 and Fiscal 2019, we did not enter into any related-party transactions that had a material effect on our financial condition, results of operations or cash flows. Off-Balance-Sheet Arrangements UGI  primarily  enters  into  guarantee  arrangements  on  behalf  of  its  consolidated  subsidiaries.  These  arrangements  are  not  subject  to  the  recognition  and measurement guidance relating to guarantees under GAAP. We do not have any off-balance-sheet arrangements that are expected to have a material effect on our financial condition, change in financial condition, revenues or expenses, results of operations, liquidity, capital expenditures or capital resources. Utility Regulatory Matters Base Rate Filings. On January 28, 2020, Gas Utility filed a request with the PAPUC to increase its annual base distribution operating revenues by $75 million annually.  On  October  8,  2020,  the  PAPUC  issued  a  final  Order  approving  a  previously  filed  Joint  Petition  for  Approval  of  Settlement  of  all  issues  (the  “Joint Petition”).  Under  the  terms  of  the  Joint  Petition,  Gas  Utility  will  be  permitted  to  increase  its  annual  base  distribution  rates  by  $20  million,  through  a  phased approach,  with  $10  million  beginning  January  1,  2021  and  an  additional  $10  million  beginning  July  1,  2021.  Additionally,  Gas  Utility  will  be  authorized  to implement a DSIC once Gas Utility total property, plant and equipment less accumulated depreciation reaches $2,875 million, with this threshold being unchanged from  Gas  Utility’s  2019  base  rate  case.  The  Joint  Petition  also  includes  enhanced  COVID-19  customer  assistance  measures,  including  the  establishment  of  an Emergency  Relief  Program  for  a  defined  set  of  payment  troubled  customers  (“ERP”).  Additionally,  the  Joint  Petition  will  permit  the  Gas  Utility  to  establish  a regulatory  asset  for  certain  incremental  expenses  attributable  to  the  ongoing  COVID-19  pandemic,  most  notably  expenses  related  to  the  ERP  and  uncollectible accounts expense, through the effective date of rates in the next Gas Utility base rate case, to be recovered and 58 Table of Contents amortized over a 10-year period. In accordance with the terms of the Joint Petition, Gas Utility will not be permitted to file a rate case prior to January 1, 2022. On January 28, 2019, Gas Utility filed a rate request with the PAPUC to increase the base operating revenues for residential, commercial, and industrial customers throughout  its  Pennsylvania  service  territory  by  an  aggregate  $71  million.  On  October  4,  2019,  the  PAPUC  issued  a  final  Order  approving  a  settlement  that permitted Gas Utility, effective October 11, 2019, to increase its base distribution revenues by $30 million under a single consolidated tariff, approved a plan for uniform class rates, and permitted Gas Utility to extend its Energy Efficiency and Conservation and Growth Extension Tariff programs by an additional term of five years. The PAPUC’s final Order approved a negative surcharge, to return to customers $24 million of tax benefits experienced by Gas Utility over the period January 1, 2018 to June 30, 2018, plus applicable interest, in accordance with the May 17, 2018 PAPUC Order, which became effective for a twelve-month period beginning on October 11, 2019, the effective date of Gas Utility’s new base rates, subject to final reconciliation of any over- or under-crediting of the tax savings. On October 25, 2018, the PAPUC approved a final order providing for a $3 million annual base distribution rate increase for Electric Utility, effective October 27, 2018. As part of the final PAPUC Order, Electric Utility provided customers with a one-time billing credit associated with 2018 TCJA tax benefits. On November 26, 2018, the Pennsylvania Office of Consumer Advocate filed an appeal to the Pennsylvania Commonwealth Court challenging the PAPUC’s acceptance of UGI Utilities’ use of a fully projected future test year and handling of consolidated federal income tax benefits. On January 15, 2020, the Pennsylvania Commonwealth Court  issued  a  decision  affirming  the  PAPUC  Order  adopting  UGI  Utilities’  position  on  both  issues.  No  party  exercised  their  right  to  seek  an  appeal  of  the Commonwealth Court decision. Market Risk Disclosures Our primary market risk exposures are (1) commodity price risk; (2) interest rate risk; and (3) foreign currency exchange rate risk. Although we use derivative financial  and  commodity  instruments  to  reduce  market  price  risk  associated  with  forecasted  transactions,  we  do  not  use  derivative  financial  and  commodity instruments for speculative or trading purposes. Commodity Price Risk The  risk  associated  with  fluctuations  in  the  prices  the  Partnership  and  our  UGI  International  operations  pay  for  LPG  is  principally  a  result  of  market  forces reflecting  changes  in  supply  and  demand  for  LPG  and  other  energy  commodities.  Their  profitability  is  sensitive  to  changes  in  LPG  supply  costs.  Increases  in supply costs are generally passed on to customers. The Partnership and UGI International may not, however, always be able to pass through product cost increases fully or on a timely basis, particularly when product costs rise rapidly. In order to reduce the volatility of LPG market price risk, the Partnership uses contracts for the  forward  purchase  or  sale  of  propane,  propane  fixed-price  supply  agreements  and  over-the-counter  derivative  commodity  instruments  including  price  swap contracts. Our UGI International operations use over-the-counter derivative commodity instruments and may from time to time enter into other derivative contracts, similar  to  those  used  by  the  Partnership,  to  reduce  market  risk  associated  with  a  portion  of  their  LPG  purchases.  Over-the-counter  derivative  commodity instruments used to economically hedge forecasted purchases of LPG are generally settled at expiration of the contract. Gas Utility's tariffs contain clauses that permit recovery of all prudently incurred costs of natural gas it sells to its retail core-market customers, including the cost of financial  instruments used to hedge purchased gas costs. The recovery clauses provide for periodic adjustments for the difference  between the total amounts actually collected from customers through PGC rates and the recoverable costs incurred. Because of this ratemaking mechanism, there is limited commodity price risk associated with our Gas Utility operations. Gas Utility uses derivative financial instruments, including natural gas futures and option contracts traded on the NYMEX,  to  reduce  volatility  in  the  cost  of  gas  it  purchases  for  its  retail  core-market  customers.  The  cost  of  these  derivative  financial  instruments,  net  of  any associated gains or losses, is included in Gas Utility's PGC recovery mechanism. In order to manage market price risk relating to substantially all of Midstream & Marketing’s fixed-price  sale contracts for physical natural gas and electricity, Midstream  &  Marketing  enters  into  NYMEX,  ICE  and  over-the-counter  natural  gas  and  electricity  futures  and  option  contracts,  and  natural  gas  basis  swap contracts  or  enters  into  fixed-price  supply  arrangements.  Midstream  &  Marketing  also  uses  NYMEX  and  over-the-counter  electricity  futures  contracts  to economically hedge a portion of its anticipated sales of electricity from its electricity generation facilities. Although Midstream & Marketing’s fixed-price supply arrangements mitigate most risks associated with its fixed-price sales contracts, should any of the suppliers under these arrangements fail to perform, increases, if any,  in  the  cost  of  replacement  natural  gas  or  electricity  would  adversely  impact  Midstream  &  Marketing’s  results.  In  order  to  reduce  this  risk  of  supplier nonperformance,  Midstream  &  Marketing  has  diversified  its  purchases  across  a  number  of  suppliers.  UGI  International’s  natural  gas  and  electricity  marketing businesses  also  use  natural  gas  and  electricity  futures  and  forward  contracts  to  economically  hedge  market  risk  associated  with  fixed-price  sales  and  purchase contracts. 59 Table of Contents Midstream & Marketing has entered into fixed-price sales agreements for a portion of the electricity expected to be generated by its electric generation assets. In the  event  that  these  generation  assets  would  not  be  able  to  produce  all  of  the  electricity  needed  to  supply  electricity  under  these  agreements,  Midstream  & Marketing  would  be  required  to  purchase  electricity  on  the  spot  market  or  under  contract  with  other  electricity  suppliers.  Accordingly,  increases  in  the  cost  of replacement power could negatively impact Midstream & Marketing’s results. Interest Rate Risk We have both fixed-rate and variable-rate debt. Changes in interest rates impact the cash flows of variable-rate debt but generally do not impact their fair value. Conversely, changes in interest rates impact the fair value of fixed-rate debt but do not impact their cash flows. Our variable-rate debt at September 30, 2020, includes revolving credit facility borrowings and variable-rate term loans at UGI International, UGI Utilities, Energy Services and UGI Corporation. These debt agreements have interest rates that are generally indexed to short-term market interest rates. We have entered into pay- fixed, receive-variable interest rate swap agreements on all or a significant portion of the term loans’ principal balances and all or a significant portion of the term loans’ tenor. We have designated these interest rate swaps as cash flow hedges. At September 30, 2020, combined borrowings outstanding under variable-rate debt agreements, excluding the previously mentioned effectively fixed-rate debt, totaled $597 million. Based upon average borrowings outstanding under variable-rate borrowings (excluding effectively fixed-rate term loan debt), an increase in short-term interest rates of 100 basis points (1%) would have increased our Fiscal 2020 interest  expense  by  approximately  $8  million.  The  remainder  of  our  debt  outstanding  is  subject  to  fixed  rates  of  interest.  A  100  basis  point  increase  in  market interest rates would result in decreases in the fair value of this fixed-rate debt of approximately $312 million at September 30, 2020. A 100 basis point decrease in market interest rates would result in increases in the fair value of this fixed-rate debt of approximately $314 million at September 30, 2020. Long-term debt associated with our domestic businesses is typically issued at fixed rates of interest based upon market rates for debt with similar terms and credit ratings. As these long-term debt issues mature, we may refinance such debt with new debt having interest rates reflecting then-current market conditions. In order to reduce interest rate risk associated with near- to medium-term forecasted issuances of fixed rate debt, from time to time we enter into IRPAs. Foreign Currency Exchange Rate Risk Our primary currency exchange rate risk is associated with the U.S. dollar versus the euro and, to a lesser extent, the U.S. dollar versus the British pound sterling. The U.S. dollar value of our foreign currency denominated assets and liabilities will fluctuate with changes in the associated foreign currency exchange rates. From time to time, we use derivative instruments to hedge portions of our net investments in foreign subsidiaries. Gains or losses on these net investment hedges remain in AOCI until such foreign operations are sold or liquidated. With respect to our net investments in our UGI International operations, a 10% decline in the value of the associated foreign currencies versus the U.S. dollar would reduce their aggregate net book value at September 30, 2020, by approximately $105 million, which amount  would  be  reflected  in  other  comprehensive  income.  We  have  designated  euro-denominated  borrowings  under  the  UGI  International  Credit  Facilities Agreement and the UGI International 3.25% Senior Notes as net investment hedges. In order to reduce the volatility in net income associated with our foreign operations, principally as a result of changes in the U.S. dollar exchange rate between the euro and British pound sterling, we enter into forward foreign currency exchange contracts. We layer in these foreign currency exchange contracts over a multi- year period to eventually equal approximately 90% of anticipated UGI International local currency earnings before income taxes. Derivative Instrument Credit Risk We are exposed to risk of loss in the event of nonperformance by our derivative instrument counterparties. Our derivative instrument counterparties principally comprise  large  energy  companies  and  major  U.S.  and  international  financial  institutions.  We  maintain  credit  policies  with  regard  to  our  counterparties  that  we believe  reduce  overall  credit  risk.  These  policies  include  evaluating  and  monitoring  our  counterparties’  financial  condition,  including  their  credit  ratings,  and entering  into  agreements  with  counterparties  that  govern  credit  limits  or  entering  into  netting  agreements  that  allow  for  offsetting  counterparty  receivable  and payable balances for certain financial transactions, as deemed appropriate. Certain of these derivative instrument agreements call for the posting of collateral by the counterparty or by the Company in the forms of letters of credit, parental guarantees or cash. At September 30, 2020, we had pledged cash collateral with derivative 60 Table of Contents instrument counterparties totaling $7 million. Additionally, our commodity exchange-traded futures contracts generally require cash deposits in margin accounts. At  September  30,  2020,  restricted  cash  in  brokerage  accounts  totaled  $21  million.  Although  we  have  concentrations  of  credit  risk  associated  with  derivative instruments, the maximum amount of loss, based upon the gross fair values of the derivative instruments, we would incur if these counterparties failed to perform according  to  the  terms  of  their  contracts  was  not  material  at  September  30,  2020.  Certain  of  the  Partnership’s  derivative  contracts  have  credit-risk-related contingent features that may require the posting of additional collateral in the event of a downgrade of the Partnership’s debt rating. At September 30, 2020, if the credit-risk-related contingent features were triggered, the amount of collateral required to be posted would not be material. The following table summarizes the fair values of unsettled market risk sensitive derivative instrument assets (liabilities) held at September 30, 2020. The table also  includes  the  changes  in  fair  values  of  derivative  instruments  that  would  result  if  there  were  (1)  a  10%  adverse  change  in  the  market  prices  of  certain commodities; (2) a 50 basis point adverse change in prevailing market interest rates; and (3) a 10% adverse change in the value of the euro and the British pound sterling versus the U.S. dollar. Certain of UGI Utilities’ commodity derivative instruments are excluded from the table below because any associated net gains or losses are refundable to or recoverable from customers in accordance with UGI Utilities ratemaking. (Millions of dollars) September 30, 2020 Commodity price risk Interest rate risk Foreign currency exchange rate risk Critical Accounting Policies and Estimates Asset (Liability) Fair Value Change in  Fair Value $ $ $ (18) $ (55) $ 18  $ (123) (8) (51) The accounting policies and estimates discussed in this section are those that we consider to be the most critical to an understanding of our financial statements because they involve significant judgments and uncertainties. The application of these accounting policies and estimates necessarily requires management’s most subjective or complex judgments regarding estimates and projected outcomes of future events. Changes in these policies and estimates could have a material effect on  our  financial  statements.  Management  has  reviewed  these  critical  accounting  policies,  and  the  estimates  and  assumptions  associated  with  them,  with  the Company’s Audit Committee. Also, see Note 2 to Consolidated Financial Statements which discusses our significant accounting policies. Goodwill Impairment Evaluation. Our goodwill is the result of business acquisitions. We do not amortize goodwill, but test it at least annually for impairment at the reporting unit level. A reporting unit is an operating segment, or one level below an operating segment (a component), if it constitutes a business for which discrete financial information is available and regularly reviewed by segment management. Components are aggregated into a single reporting unit if they have similar economic characteristics. A reporting unit with goodwill is required to perform an impairment test annually or whenever events or circumstances indicate that the value of goodwill may be impaired. For certain of our reporting units with goodwill, we assess qualitative factors to determine whether it is more likely than not that the fair value of such reporting unit is less than its carrying amount. For our other reporting units with goodwill, we bypass the qualitative assessment and perform the quantitative assessment by comparing  the  fair  values  of  the  reporting  units  with  their  carrying  amounts,  including  goodwill.  We  determine  fair  values  generally  based  on  a  weighting  of income and market approaches. For purposes of the income approach, fair values are determined based upon the present value of the reporting unit’s estimated future cash flows, including an estimate of the reporting unit’s terminal value based upon these cash flows, discounted at appropriate risk-adjusted rates. We use our internal forecasts to estimate future cash flows, which may include estimates of long-term future growth rates based upon our most recent reviews of the long- term outlook for each reporting unit. Cash flow estimates used to establish fair values under our income approach involve management judgments based on a broad range of information and historical results. In addition, external economic and competitive conditions can influence future performance. For purposes of the market approach,  we  use  valuation  multiples  for  companies  comparable  to  our  reporting  units.  The  market  approach  requires  judgment  to  determine  the  appropriate valuation multiples. If the carrying amount of a reporting unit exceeds its fair value, an impairment loss is recognized in an amount equal to such excess but not to exceed the total amount of the goodwill of the reporting unit. As of September 30, 2020, our goodwill totaled $3,518 million. No impairments of goodwill were recorded during any of the periods presented. 61     Table of Contents Impairment of Long-Lived Assets. Impairment  test  for  long-lived  assets  (or  an  asset  group)  is  required  when  circumstances  indicate  that  such  assets  may  be impaired.  If  it  is  determined  that  a  triggering  event  has  occurred,  we  perform  a  recoverability  test  based  upon  estimated  undiscounted  cash  flow  projections expected to be realized over the remaining useful life of the long-lived asset. If the undiscounted cash flows used in the recoverability test are less than the long- lived asset's carrying amount, we determine its fair value. If the fair value is determined to be less than its carrying amount, the long-lived asset is reduced to its estimated fair value and an impairment loss is recognized in an amount equal to such shortfall. When determining whether a long-lived asset has been impaired, management groups assets at the lowest level that has identifiable cash flows. Performing an impairment test on long-lived assets involves judgment in areas such as identifying when a triggering event requiring evaluation occurs; identifying and grouping assets; and, if the undiscounted cash flows used in the recoverability test are less than the long-lived asset's carrying amount, determining the fair value of the long-lived asset. Although cash flow estimates are based upon relevant information at the time the estimates are made, estimates of future cash flows are by nature highly uncertain and contemplate factors that change over time such as the  expected  use  of  the  asset  including  future  production  and  sales  volumes,  expected  fluctuations  in  prices  of  commodities  and  expected  proceeds  from disposition. See Note 5 to Consolidated Financial Statements for information on the impairment losses associated with the disposal of Conemaugh during the third quarter of Fiscal 2020. No other material provisions for impairments of long-lived assets were recorded during Fiscal 2020 or Fiscal 2019. Loss Contingencies and Environmental Remediation Liabilities. We are involved in litigation that arises in the normal course of business, and we are subject to risk  of  loss  for  general,  automobile  and  product  liability  and  workers’  compensation  claims  for  which  we  obtain  insurance  coverage  subject  to  self-insured retentions or deductibles. We are also subject to environmental laws and regulations intended to mitigate or remove the effects of past operations and improve or maintain the quality of the environment. These laws and regulations require the removal or remedy of the effect on the environment of the disposal or release of certain specified hazardous substances at current or former operating sites. We establish reserves for loss contingencies including pending litigation, and for pending and incurred but not reported claims associated with general and product liability,  automobile  and  workers’  compensation  when  it  is  probable  that  a  liability  exists  and  the  amount  or  range  of  amounts  related  to  such  liability  can  be reasonably estimated. When no amount within a range of possible loss is a better estimate than any other amount within the range, liabilities recorded are based upon the low end of the range. With respect to unasserted claims arising from unreported incidents, we may use the work of specialists to estimate the ultimate losses to be incurred using actuarially determined loss development factors applied to actual claims data. The likelihood of a loss with respect to a particular loss contingency is often difficult to predict. In addition, a reasonable estimate of the loss, or a range of possible loss, may not be practicable based upon the information available and the potential effects of future events and decisions by third parties that will determine the ultimate resolution of the loss contingency. Reasonable estimates involve management judgments based on a broad range of information and prior experience. For litigation  and pending claims  including  those covered  by insurance  policies,  the analysis  of probable  loss is performed  on a case  by case  basis and includes  an evaluation  of  the  nature  of  the  claim,  the  procedural  status  of  the  matter,  the  probability  or  likelihood  of  success  in  prosecuting  or  defending  the  claim,  the information  available  with  respect  to  the  claim,  the  opinions  and  views  of  outside  counsel  and  other  advisors,  and  past  experience  in  similar  matters.  These judgments  are  reviewed  quarterly  as  more  information  is  received,  and  the  amounts  reserved  are  updated  as  necessary.  Our  estimated  reserves  for  loss contingencies and for pending and incurred but not reported claims associated with general and product liability, automobile and workers’ compensation may differ materially from the ultimate liability and such reserves may change materially as more information becomes available and estimated reserves are adjusted. We  accrue  reserves  for  environmental  remediation  when assessments  indicate  that  it  is  probable  a liability  has  been  incurred  and  an  amount  can be  reasonably estimated. Amounts recorded as environmental liabilities on the Consolidated Balance Sheets represent our best estimate of costs expected to be incurred or, if no best estimate can be made, the minimum liability associated with a range of expected environmental investigation and remediation costs. These estimates are based upon a number of factors including whether the company will be responsible for such remediation, the scope and cost of the remediation work to be performed, the portion of costs that will be shared with other potentially responsible parties, the timing of the remediation and possible impact of changes in technology, and the regulations  and  requirements  of  local  governmental  authorities.  Our  estimated  reserves  for  environmental  remediation  may  differ  materially  from  the  ultimate liability and such reserves may change materially as more information becomes available and estimated reserves are adjusted. UGI Utilities receives ratemaking recognition  of  environmental  investigation  and  remediation  costs  associated  with  their  in-state  environmental  sites.    This  ratemaking  recognition  balances  the accumulated difference between historical costs and rate recoveries with an estimate of future costs associated with the sites. Regulatory Assets and Liabilities. The accounting for our rate regulated gas and electric utility operations differs from the accounting for nonregulated operations in that these operations are required to reflect the effects of rate regulation in the 62 Table of Contents consolidated  financial  statements.  Regulatory  practices  that  assign  costs  to  accounting  periods  may  differ  from  accounting  methods  generally  applied  by nonregulated businesses. When it is probable that regulators will permit the recovery of current costs through future rates charged to customers, these costs that otherwise would be expensed by nonregulated companies are deferred as regulatory assets. Similarly, regulatory liabilities are recognized when it is probable that regulators  will  require  customer  refunds  through  future  rates  or  when  revenue  is  collected  from  customers  for  expenditures  that  have  yet  to  be  incurred.  We continually assess whether the regulatory assets are probable of future recovery by evaluating the regulatory environment, recent rate orders and public statements issued by the PAPUC, discussions with regulatory authorities and legal counsel. If future recovery of regulatory assets ceases to be probable, the elimination of those regulatory assets would adversely impact our results of operations and cash flows. As of September 30, 2020, our regulatory assets and regulatory liabilities totaled $397 million and $353 million, respectively. For additional information on regulatory assets and liabilities, see Notes 2 and 9 to Consolidated Financial Statements. Income Taxes. We use the asset and liability method of accounting for income taxes. Under this method, income tax expense is recognized for the amount of taxes payable  or  refundable  for the  current  year  and  for  deferred  tax  liabilities  and  assets  for  the  future  tax  consequences  of  events  that  have been  recognized  in  our financial statements or tax returns. Positions taken by an entity in its tax returns must satisfy a more-likely-than-not recognition threshold assuming the positions will be examined by tax authorities with full knowledge of relevant information. We use assumptions, judgments and estimates to determine our current provision for income taxes. We also use assumptions, judgments and estimates to determine our deferred tax assets and liabilities and any valuation allowance to be recorded against a deferred tax asset. The interpretation of tax laws, including the provisions of the TCJA and its related treasury regulations, involves uncertainty, since tax authorities may interpret the laws differently. In addition, the states in which we operate may or may not conform to some or all of the provisions in the TCJA. Our assumptions, judgments and estimates relative to the current provision for income tax give consideration to current tax laws, our interpretation of current tax laws and  possible  outcomes  of  current  and  future  audits  conducted  by  foreign  and  domestic  tax  authorities.  Changes  in  tax  law  or  our  interpretation  thereof  and  the resolution  of  current  and  future  tax  audits  could  significantly  impact  the  amounts  provided  for  income  taxes  in  our  consolidated  financial  statements.  Our assumptions, judgments and estimates relative to the amount of deferred income taxes take into account estimates of the amount of future taxable income. Actual taxable  income  or  future  estimates  of  taxable  income  could  render  our  current  assumptions,  judgments  and  estimates  inaccurate.  Changes  in  the  assumptions, judgments and estimates mentioned above could cause our actual income tax obligations to differ significantly from our estimates. As of September 30, 2020, our net deferred tax liabilities totaled $571 million. Business Combination Purchase Price Allocations. From time to time, the Company enters into material business combinations. The purchase price is allocated to  the  various  assets  acquired  and  liabilities  assumed  at  their  estimated  fair  value  as  of  the  acquisition  date  with  the  residual  of  the  purchase  price  allocated  to goodwill. From time to time, we engage third-party valuation experts to assist us in determining the fair values of certain assets acquired and liabilities assumed. Such valuations require management to make significant judgments, estimates and assumptions especially with respect to intangible assets. Management makes estimates of fair value based upon assumptions it believes to be reasonable. These estimates are based upon historical experience and information obtained from the management of the acquired companies and are inherently uncertain. Critical estimates in valuing certain of the intangible assets include, but are not limited to, discount rates and expected future cash flows from and the economic lives of customer relationships, trade names, existing technology, and other intangible assets. Unanticipated events and circumstances may occur, which may affect the accuracy or validity of such assumptions or estimates. The allocation of the purchase price may be modified up to one year after the acquisition date, under certain circumstances, as more information is obtained about the fair value of assets acquired and liabilities assumed. Recently Issued Accounting Pronouncements See Note 3 to Consolidated Financial Statements for a discussion of the effects of recently issued accounting guidance. 63 Table of Contents ITEM 7A. QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK “Quantitative and Qualitative Disclosures About Market Risk” are contained in Item 7 - Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations under the caption “Market Risk Disclosures” and are incorporated by reference. ITEM 8. FINANCIAL STATEMENTS AND SUPPLEMENTARY DATA Management’s Annual Report on Internal Control Over Financial Reporting and the financial statements and financial statement schedules referred to in the Index contained on page F-2 of this Report are incorporated herein by reference. ITEM 9. CHANGES IN AND DISAGREEMENTS WITH ACCOUNTANTS ON ACCOUNTING AND FINANCIAL DISCLOSURE None. ITEM 9A. CONTROLS AND PROCEDURES (a) The Company's disclosure controls and procedures are designed to provide reasonable assurance that the information required to be disclosed by the Company in reports filed or submitted under the Exchange Act is (i) recorded, processed, summarized, and reported within the time periods specified in the SEC’s rules and forms, and (ii) accumulated and communicated to our management, including the Chief Executive Officer and Chief Financial Officer, as appropriate to allow timely decisions regarding required disclosure. The Company's management, with the participation of the Company’s Chief Executive Officer and Chief Financial Officer, evaluated the effectiveness of the Company's disclosure controls and procedures as of the end of the period covered by this report. Based on that evaluation, the Chief Executive Officer and Chief Financial Officer concluded that the Company's disclosure controls and procedures, as of September 30, 2020, were effective at the reasonable assurance level. (b) For  “Management’s  Annual  Report  on  Internal  Control  Over  Financial  Reporting”  see  Item  8  of  this  Report  (which  information  is  incorporated  herein  by reference). (c) During the most recent fiscal quarter, no change in the Company’s internal control over financial reporting occurred that has materially affected, or reasonably likely to materially affect, the Company’s internal control over financial reporting. ITEM 9B. OTHER INFORMATION None. 64 Table of Contents PART III: ITEMS 10 THROUGH 14. In accordance with General Instruction G(3), and except as set forth below, the information required by Items 10, 11, 12, 13 and 14 is incorporated in this Report by reference to the following portions of UGI’s Proxy Statement, which will be filed with the SEC by December 31, 2020. Item 10. Directors, Executive Officers and Corporate Governance Information The  Code of  Business Conduct  and  Ethics  is  available  without  charge on  the  Company’s  website,  www.ugicorp.com,  or  by  writing  to Director,  Investor  Relations,  UGI  Corporation,  P.  O.  Box  858,  Valley Forge, PA 19482. Item 11. Executive Compensation Captions of Proxy Statement Incorporated by Reference Election  of  Directors  -  Nominees;  Corporate  Governance  Principles; Director Independence; Board Leadership Structure and Role in Risk Management; Board Meetings and Attendance; Board and Committee Structure;  Communications  with  the  Board;  Securities  Ownership  of Certain  Beneficial  Owners  -  Security  Ownership  of  Directors  and Executive  Officers;  Report  of  the  Audit  Committee  of  the  Board  of Directors Compensation  of  Directors;  of  the  Compensation  and  Report Management  Development  Committee  of  the  Board  of  Directors; Compensation  Discussion  and  Analysis;  Compensation  of  Executive Officers;  Insider  Committee Participation  Compensation  Interlocks  and Item 12. Item 13. Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters Securities  Ownership  of  Certain  Beneficial Ownership of Directors and Executive Officers.  Owners;  Security Certain  Relationships  and  Related  Transactions, Independence  and  Director Election  of  Directors  -  Director  Independence  and  Board  and Committee  Structure;  of  Related  Person  Policy  for  Approval Transactions Item 14. Principal Accounting Fees and Services Our Independent Registered Public Accounting Firm 65       Table of Contents Equity Compensation Table The following table sets forth information as of the end of Fiscal 2020 with respect to compensation plans under which our equity securities are authorized for issuance. Plan category Equity compensation plans approved by security holders Equity compensation plans not approved by security holders Total Number of securities to be issued upon exercise of outstanding options, warrants and rights (a) Weighted average exercise price of outstanding options, warrants and rights (b) 9,989,534  (1) 831,274  (3) — 10,820,808    $ $ $ 38.58    0    38.58  (4) Number of securities remaining available for future issuance under equity compensation plans (excluding securities reflected in column (a)) (c) 6,105,754  (2) (1) Represents 9,989,534 stock options under the UGI Corporation 2004 Omnibus Equity Compensation Plan Amended and Restated as of December 5, 2006 and the UGI Corporation 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan. (2) Represents  6,105,754  securities  remaining  for  issuance  from  the  UGI  Corporation  2013  Omnibus  Incentive  Compensation  Plan,  which  includes  982,941 AmeriGas Common Units that were available for grant under the AmeriGas Propane, Inc. Long-Term Incentive Plan and converted to UGI Corporation units in connection with the AmeriGas Merger. The UGI Corporation 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan was approved by the shareholders on January 24, 2013. (3) Represents  831,274  restricted  stock  units  under  the  UGI  Corporation  2004  Omnibus  Equity  Compensation  Plan  Amended  and  Restated  as  of  December  5, 2006 and the UGI Corporation 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan. (4) Weighted-average exercise price of outstanding options; excludes restricted stock units. The information concerning the Company’s executive officers required by Item 10 is set forth below. Name John L. Walsh Ted J. Jastrzebski Robert F. Beard Roger Perreault Hugh J. Gallagher Joseph L. Hartz Hans G. Bell Monica M. Gaudiosi Laurie A. Bergman Judy A. Zagorski EXECUTIVE OFFICERS Position President and Chief Executive Officer Chief Financial Officer Executive Vice President, Natural Gas and Chief Executive Officer, UGI Utilities, Inc. Executive Vice President, Global LPG and President, UGI International, LLC President and Chief Executive Officer, AmeriGas Propane, Inc. President, UGI Energy Services, LLC President, UGI Utilities, Inc. Vice President, General Counsel and Secretary Vice President - Chief Accounting Officer and Corporate Controller Vice President - Chief Human Resources Officer Age 65 59 55 56 57 57 47 57 43 57 All officers are elected for a one-year term at the organizational meeting of the Board of Directors held each year. There are no family relationships between any of the officers or between any of the officers and any of the directors. 66           Table of Contents John L. Walsh Mr.  Walsh  is  a  Director  and  President  (since  2005)  and  Chief  Executive  Officer  (since  2013)  of  UGI  Corporation.  He  previously  served  as  UGI  Corporation’s Chief Operating Officer  (2005 to 2013) and as the President and Chief Executive  Officer  of UGI Utilities,  Inc. (2009 to 2011). Previously, Mr. Walsh was the Chief Executive of the Industrial and Special Products division of the BOC Group plc, an industrial gases company, a position he assumed in 2001. He was an Executive Director of BOC (2001 to 2005), having joined BOC in 1986 as Vice President - Special Gases and having held various senior management positions in BOC, including President of Process Gas Solutions, North America (2000 to 2001) and President of BOC Process Plants (1996 to 2000). Mr. Walsh also serves as Director  at  Main  Line  Health,  Inc.,  the  United  Way  of  Greater  Philadelphia  and  Southern  New  Jersey,  the  Greater  Philadelphia  Chamber  of  Commerce,  the Mastery Charter School, the Satell Institute, and the Philadelphia Zoo, and as Trustee at the Saint Columbkille Partnership School. Ted J. Jastrzebski Mr. Jastrzebski is Chief Financial Officer of UGI Corporation (since 2018). Mr. Jastrzebski previously served as Principal Financial Officer of AmeriGas Propane, Inc.  (2018  to  2019).  From  2013  until  2018,  Mr.  Jastrzebski  served  as  Executive  Vice  President  and  Chief  Financial  Officer  of  Qurate  Retail  Group,  which  is comprised  of  QVC,  HSN,  Cornerstone  Brands,  and  Zulily.  Previously,  Mr.  Jastrzebski  held  various  positions  at  The  Hershey  Company,  including  Senior  Vice President and President, Hershey Americas (2011 to 2013), Senior Vice President and President, Hershey International (2007 to 2010) and Vice President, Finance, Hershey International (2004 to 2007). Mr. Jastrzebski also served as Senior Vice President, Finance, IT and Administration and Chief Financial Officer of CARE (2002 to 2004) and as Vice President and Chief Financial Officer of Project Hope (1999 to 2002). Robert F. Beard Mr. Beard is Executive Vice President, Natural Gas (since 2018) and Chief Executive Officer of UGI Utilities, Inc. (since 2011). He previously served as President (2011  to  September  2020),  Vice  President  -  Marketing,  Rates  and  Gas  Supply  (2010  to  2011)  and  Vice  President  -  Southern  Region  (2008  to  2010)  of  UGI Utilities, Inc. From 2006 until 2008, Mr. Beard served as Vice President - Operations and Engineering of PPL Gas Utilities Corporation and, from 2002 until 2006, he served as Director - Operations and Engineering of PPL Gas Utilities Corporation. Roger Perreault Mr. Perreault is Executive Vice President, Global LPG of UGI Corporation (since 2018) and President - UGI International, LLC (since 2015). Prior to joining UGI Corporation, Mr. Perreault held various positions at Air Liquide, an industrial gases company he joined in 1994, and served in various leadership positions from 2008  to  2014,  including  in  a  global  role  as  President,  Large  Industries  with  international  responsibilities  and,  prior  to  that,  in  a  role  with  responsibility  for  Air Liquide’s  North  American  large  industries  business.  Prior  to  joining  Air  Liquide,  Mr.  Perreault  was  a  chemical  engineer  and  operations  manager  with  I.C.I.  in Quebec, Canada. Hugh J. Gallagher Mr. Gallagher is President and Chief Executive Officer of AmeriGas Propane, Inc. (since 2018).  Previously he served as its Vice President - Finance and Chief Financial  Officer  (2013  to  2018).    He  has  also  served  as  Treasurer  of  both  UGI  Corporation  and  AmeriGas  Propane,  Inc.  (2011  to  2014),  Director  -  Treasury Services and Investor Relations of UGI Corporation (2009 to 2011) and Director - Treasury Services (2007 to 2009) of UGI Corporation.  He has also served as Director - Business Development (2004 to 2007), Director of Financial Planning and Analysis (2000 to 2004), Financial Manager - Operations (1999 to 2000), Manager of Financial Reporting (1996 to 1999), and Team Leader - Financial Reporting (1995 to 1996) at AmeriGas Propane, Inc.  Mr. Gallagher joined UGI Corporation in 1990, serving in various finance and accounting roles of increasing responsibility. Joseph L. Hartz Mr. Hartz is President of UGI Energy Services, LLC (since 2017). He previously served as Chief Operating Officer (2014 to 2017) and as Vice President - Supply and Operations (2010 to 2014) of UGI Energy Services, LLC. He joined UGI Utilities, Inc. in 1985 as an accountant and has held various positions of increasing responsibility at UGI Utilities and UGI Energy Services, including Vice President - Assets and Supply and Chief Financial Officer. 67 Table of Contents Hans G. Bell Mr.  Bell  is  the  President  of  UGI  Utilities,  Inc.  (since  September  2020).  Mr.  Bell  joined  UGI  Utilities  in  2013  as  Vice  President  -  Engineering  and  Operations Support, a role he held until 2017 when he was promoted to Chief Operating Officer. Prior to joining UGI Utilities, Mr. Bell held senior operating and engineering positions at AGL Resources (2012 to 2013) and Nicor Gas (1996 to 2011). Monica M. Gaudiosi Ms.  Gaudiosi  is  the  Vice  President,  General  Counsel  and  Secretary  of  UGI  Corporation  and  UGI  Utilities,  Inc.  (since  2012).  She  is  also  Vice  President  (since 2012), General Counsel (since 2015) and Secretary (since 2012) of AmeriGas Propane, Inc. Prior to joining UGI Corporation, Ms. Gaudiosi served as Senior Vice President and General Counsel (2007 to 2012) and Senior Vice President and Associate General Counsel (2005 to 2007) of Southern Union Company. Prior to joining Southern Union Company in 2005, Ms. Gaudiosi held various positions with General Electric Capital Corporation (1997 to 2005). Before joining General Electric Capital Corporation, Ms. Gaudiosi was an associate at the law firms of Hunton & Williams (1994 to 1997) and Sutherland, Asbill & Brennan (1988 to 1994). Laurie A. Bergman Ms. Bergman is Vice President, Chief Accounting Officer and Corporate Controller of UGI Corporation (since February 2019). She previously served as the Chief Accounting Officer and Corporate Controller of AmeriGas Propane, Inc. (2016 to 2019) and as its Group Director - Financial Planning and Operations (2014 to 2016).  Ms.  Bergman  joined  AmeriGas  Propane,  Inc.  in  2006  as  Manager  -  Disbursements  and  served  in  various  roles  for  AmeriGas  Propane,  Inc.,  including Assistant  Controller  (2011  to  2012),  Director  of  Financial  Analysis  and  Planning  (2012  to  2013),  and  Group  Director  of  Financial  Planning  and  Revenue Management (2013 to 2014). Previously, Ms. Bergman served as a Financial Analysis Specialist and a Disbursement Operations Manager at CIGNA Corporation, a leading employee benefits provider, positions in which she served from 2001 to 2005. Judy A. Zagorski Ms. Zagorski is the Vice President, Chief Human Resources Officer of UGI Corporation (since September 2020). Ms. Zagorski most recently served as Executive Vice President, Global Human Resources & CHRO at Church & Dwight, a major manufacturer of household products headquartered in Ewing, New Jersey (2017 to 2020). Prior to joining Church & Dwight, Ms. Zagorski held the positions of Senior Vice President – Human Resources and Vice President – Human Resources, Development and Strategy at BASF (2011 to 2017). PART IV: ITEM 15. EXHIBITS AND FINANCIAL STATEMENT SCHEDULES (a) Documents filed as part of this report: (1) Financial Statements: Included under Item 8 are the following financial statements and supplementary data: Management’s Annual Report on Consolidated Financial Statements and Schedules Management’s Annual Report on Internal Control Over Financial Reporting Report of Independent Registered Public Accounting Firm (on Internal Control Over Financial Reporting) Report of Independent Registered Public Accounting Firm (on Consolidated Financial Statements and Schedules) Consolidated Balance Sheets as of September 30, 2020 and 2019 Consolidated Statements of Income for the years ended September 30, 2020, 2019 and 2018 Consolidated Statements of Comprehensive Income for the years ended September 30, 2020, 2019 and 2018 68 Table of Contents Consolidated Statements of Cash Flows for the years ended September 30, 2020, 2019 and 2018 Consolidated Statements of Changes in Equity for the years ended September 30, 2020, 2019 and 2018 Notes to Consolidated Financial Statements (2) Financial Statement Schedules: I — Condensed Financial Information of Registrant (Parent Company) II — Valuation and Qualifying Accounts for the years ended September 30, 2020, 2019 and 2018 We have omitted all other financial statement schedules because the required information is (1) not present; (2) not present in amounts sufficient to require submission of the schedule; or (3) included elsewhere in the financial statements or related notes. (3) List of Exhibits: The exhibits filed as part of this report are as follows (exhibits incorporated by reference are set forth with the name of the registrant, the type of report and registration number or last date of the period for which it was filed, and the exhibit number in such filing): 4.1 3.2 3.3 Incorporation by Reference Exhibit Exhibit No. (Second) Amended and Restated 3.1 Articles of Incorporation of the Company as amended through June 6, 2005. Articles of Amendment to the Amended and Restated Articles of Incorporation of UGI Corporation. Bylaws of UGI Corporation, amended and restated as of July 25, 2017. Instruments defining the rights of security holders, including indentures. (The Company agrees to furnish to the Commission upon request a copy of any instrument defining the rights of holders of long-term debt not required to be filed pursuant to Item 601(b)(4) of Regulation S-K). The description of the Company’s Common Stock contained in the Company’s registration statement filed under the Securities Exchange Act of 1934, as amended. UGI Corporation’s (Second) Amended and Restated Articles of Incorporation, as amended, and Bylaws referred to in 3.1, 3.2, and 3.3 above. 4.3 4.2 Registrant Filing Form 10-Q (6/30/05) Exhibit 3.1 UGI UGI UGI Form 8-K (7/29/14) 3.1 Form 8-K (7/31/17) 3.1 UGI Form 8-B/A (4/17/96) 3.(4) 69 Table of Contents 4.7 4.6 4.5 Incorporation by Reference Exhibit Exhibit No. Indenture, dated as of August 1, 1993, 4.4 by and between UGI Utilities, Inc., as Issuer, and U.S. Bank National Association, as successor trustee, incorporated by reference to the Registration Statement on Form S-3 filed on April 8, 1994. Supplemental Indenture, dated as of September 15, 2006, by and between UGI Utilities, Inc., as Issuer, and U.S. Bank National Association, successor trustee to Wachovia Bank, National Association. Form of Note Purchase Agreement dated October 30, 2013 between the Company and the purchasers listed as signatories thereto. Note Purchase Agreement dated April 22, 2016 between the Company and the purchasers listed as signatories thereto. Indenture, dated as of June 27, 2016, among AmeriGas Partners, L.P., AmeriGas Finance Corp., and U.S. Bank National Association, as trustee. First Supplemental Indenture, dated as of June 27, 2016, among AmeriGas Partners, L.P., AmeriGas Finance Corp., and U.S. Bank National Association, as trustee. Second Supplemental Indenture, dated as of December 28, 2016, among AmeriGas Partners, L.P., AmeriGas Finance Corp., and U.S. Bank National Association, as trustee (including form of global note). Third Supplemental Indenture, dated as of February 13, 2017, among AmeriGas Partners, L.P., AmeriGas Finance Corp., and U.S. Bank National Association, as trustee (including form of global note). 4.11 4.10 4.8 4.9 Registrant Filing Utilities Registration Statement No. 33-77514  (4/8/94) Exhibit 4(c) Utilities Form 8-K (9/12/06) 4.2 Utilities Form 8-K (10/30/13) 4.1 Utilities Form 8-K (4/28/16) 4.1 AmeriGas  Partners, L.P. AmeriGas  Partners, L.P. AmeriGas  Partners, L.P. Form 8-K (6/27/16) 4.1 Form 8-K (6/27/16) 4.2 Form 8-K (12/28/16) 4.1 AmeriGas  Partners, L.P. Form 8-K (2/13/17) 4.1 70 Registrant Filing Form 8-K  (10/25/18) Exhibit 4.1 Table of Contents 4.13 4.14 *4.15 10.1** Incorporation by Reference Exhibit Exhibit No. Indenture, dated as of October 25, 2018, 4.12 by and among International, the guarantors named therein, U.S. Bank National Association, as trustee, Elavon Financial Services DAC, as registrar and transfer agent, and Elavon Financial Services DAC, UK Branch, as paying agent (including the form of Note). Form of Note Purchase Agreement dated December 21, 2018 between the Company and the purchasers listed as signatories thereto. Note Purchase Agreement, dated as of March 19, 2020, by and among the Company and the purchasers listed as signatories thereto. Description of the Registrant’s Securities Registered Pursuant to Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934. UGI Corporation 2004 Omnibus Equity Compensation Plan Amended and Restated as of September 5, 2014. UGI Corporation 2004 Omnibus Equity Compensation Plan Amended and Restated as of September 5, 2014 - Terms and Conditions as effective January 1, 2016. UGI Corporation 2009 Deferral Plan, as Amended and Restated effective June 15, 2017. UGI Corporation 2009 Supplemental Executive Retirement Plan for New Employees, as Amended and Restated as of June 15, 2017. UGI Corporation 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan, effective as of September 5, 2014. UGI Corporation 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan, Terms and Conditions for Non-Employee Directors, effective January 1, 2019. UGI Corporation Supplemental Executive Retirement Plan and Supplemental Savings Plan, as Amended and Restated effective April 1, 2015. 10.3** 10.4** 10.6** 10.5** 10.2** 10.7** UGI UGI UGI UGI UGI UGI UGI UGI UGI UGI 71 Form 10-Q (12/31/18) 4.1 Form 8-K  (3/19/20) 4.1 Form 10-K  (9/30/16) Form 10-K  (9/30/16) 10.25 10.26 Form 10-Q (6/30/17) 10.6 Form 10-Q  (6/30/17) 10.1 Form 10-K  (9/30/16) 10.30 Form 10-Q (3/31/19) 10.6 Form 10-K  (9/30/17) 10.26 Table of Contents Incorporation by Reference Exhibit No. 10.8** 10.9** 10.10** 10.11** 10.12** 10.13** 10.14** 10.15** 10.16** 10.17** 10.18** 10.19** 10.20** Exhibit UGI Corporation Senior Executive Employee Severance Plan, as amended as of June 15, 2017. UGI Utilities, Inc. Executive Annual Bonus Plan as amended November 15, 2018. UGI Utilities, Inc. Senior Executive Employee Severance Plan, as amended as of July 10, 2017. UGI Corporation Executive Annual Bonus Plan as amended November 15, 2018. AmeriGas Propane, Inc. Non-Qualified Deferred Compensation Plan, as Amended and Restated effective November 22, 2013. AmeriGas Propane, Inc. Senior Executive Employee Severance Plan, as amended as of June 15, 2017. AmeriGas Propane, Inc. Supplemental Executive Retirement Plan, as Amended and Restated effective June 15, 2017. AmeriGas Propane, Inc. Executive Annual Bonus Plan as amended November 15, 2018. AmeriGas Propane, Inc. 2010 Long- Term Incentive Plan on Behalf of AmeriGas Partners, L.P. effective July 30, 2010. AmeriGas Propane, Inc. 2010 Long- Term Incentive Plan on behalf of AmeriGas Partners, L.P., Terms and Conditions, effective January 1, 2019. Form of UGI Corporation 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan, Nonqualified Stock Option Grant Letter for all US Employees. Form of UGI Corporation 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan Performance Unit Grant Letter for all US Employees. Form of UGI Corporation 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan, Nonqualified Stock Option Grant Letter for Non-Employee Directors. Registrant UGI UGI Filing Exhibit Form 10-Q (6/30/17) 10.7 Form 10-Q (3/31/19) 10.11 Utilities Form 10-Q (6/30/17) 10.1 UGI Form 10-Q (3/31/19) 10.7 AmeriGas  Partners, L.P. Form 10-Q (3/31/14) 10.4 UGI Form 10-K (9/30/17) 10.14 AmeriGas  Partners, L.P. Form 10-Q  (6/30/17) 10.1 UGI Form 10-Q (3/31/19) 10.10 AmeriGas  Partners, L.P. Form 8-K (7/30/10) 10.2 UGI UGI UGI UGI Form 10-Q (3/31/19) 10.9 Form 10-Q (3/31/20) 10.1 Form 10-Q (3/31/20) 10.2 Form 10-Q (3/31/20) 10.3 72 Table of Contents Incorporation by Reference Exhibit No. 10.21** 10.22** 10.23** 10.24** 10.25** 10.26** *10.27** *10.28** *10.29** 10.30 Exhibit Form of UGI Corporation 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan Stock Unit Grant Letter for Non-Employee Directors. Change in Control Agreement for Monica M. Gaudiosi dated as of April 23, 2012. Amended and Restated Change in Control Agreement, dated December 6, 2019, between UGI Corporation and Mr. John L. Walsh. Form of Confidentiality, Non- Competition and Non-Solicitation Agreement between UGI Corporation and Ted J. Jastrzebski. Form of Confidentiality, Non- Competition and Non-Solicitation Agreement between UGI Corporation and Mr. Roger Perreault. Form of Change in Control Agreement between UGI Corporation and Mr. Roger Perreault. Form of Confidentiality, Non- Competition and Form of Confidentiality, Non-Competition and Non-Solicitation Agreement between UGI Corporation and Mr. Robert F. Beard. Agreement between UGI Corporation and Mr. Robert F. Beard. Form of Change in Control Agreement between UGI Utilities, Inc. and Mr. Robert F. Beard. Description of oral compensation arrangement for Messrs. Walsh, Jastrzebski, Beard and Perreault and Ms. Gaudiosi. Trademark License Agreement dated April 19, 1995 among UGI Corporation, AmeriGas, Inc., AmeriGas Propane, Inc., AmeriGas Partners, L.P. and AmeriGas Propane, L.P. Registrant UGI UGI UGI UGI UGI UGI Filing Exhibit Form 10-Q (3/31/20) 10.4 Form 10-Q (6/30/12) 10.1 Form 10-Q (12/31/19) 10.1 Form 10-Q  (6/30/18) 10.1 Form 10-Q (3/31/19) 10.12 Form 10-Q (3/31/19) 10.13 UGI Form 10-K (9/30/10) 10.37 73 Table of Contents 10.33 10.32 Incorporation by Reference Exhibit Exhibit No. First Amendment, dated as of November 10.31 18, 2015, to Trademark License Agreement, dated April 19, 1995, by and among UGI Corporation, AmeriGas, Inc., AmeriGas Propane, Inc., AmeriGas Partners, L.P., and AmeriGas Propane, L.P. Trademark License Agreement, dated April 19, 1995 among AmeriGas Propane, Inc., AmeriGas Partners, L.P. and AmeriGas Propane, L.P. Form of Receivables Purchase Agreement, dated as of November 30, 2001, as amended through and including Amendment No. 18 thereto dated October 27, 2017, by and among UGI Energy Services, LLC, as servicer, Energy Services Funding Corporation, as seller, and PNC Bank, National Association, as issuer and administrator. Amendment No. 19, dated as of October 26, 2018, to Receivables Purchase Agreement, dated as of November 30, 2001 (as amended, supplemented or modified from time to time), by and among UGI Energy Services, LLC, as servicer, Energy Services Funding Corporation, as seller, and PNC Bank, National Association, as issuer and administrator. Amendment No. 20, dated as of October 25, 2019, to Receivables Purchase Agreement, dated as of November 30, 2001 (as amended, supplemented or modified from time to time), by and among UGI Energy Services, LLC, as servicer, Energy Services Funding Corporation, as seller, and PNC Bank, National Association, as issuer and administrator. 10.35 10.34 Registrant Filing AmeriGas  Partners, L.P. Form 10-K  (9/30/15) Exhibit 10.4 AmeriGas  Partners, L.P. Form 10-Q (12/31/10) 10.1 UGI UGI Form 10-K  (9/30/17) 10.38 Form 8-K  (10/26/18) 10.1 UGI Form 8-K (10/25/19) 10.1 74 Table of Contents 10.38 10.37 Incorporation by Reference Exhibit Exhibit No. Amendment No. 21, dated as of October 10.36 23, 2020, to Receivables Purchase Agreement, dated as of November 30, 2001, by and among UGI Energy Services, LLC, as servicer, Energy Services Funding Corporation, as seller, and PNC Bank, National Association, as issuer and administrator. Form of Purchase and Sale Agreement, dated as of November 30, 2001, as amended through and including Amendment No. 4 thereto dated October 1, 2013, by and between UGI Energy Services, LLC and Energy Services Funding Corporation. FSS Service Agreement No. 79028 effective as of December 1, 2019 by and between Columbia Gas Transmission, LLC and UGI Utilities, Inc. SST Service Agreement No. 79133 effective as of December 1, 2019 by and between Columbia Gas Transmission, LLC and UGI Utilities, Inc. Gas Supply and Delivery Service Agreement between UGI Utilities, Inc. and UGI Energy Services, LLC, effective November 1, 2015. First Amendment, dated November 1, 2020, to Gas Supply and Delivery Service Agreement First Amendment, dated November 1, 2020, to Gas Supply and Delivery Service Agreement between UGI Utilities, Inc. and UGI Energy Services, LLC, effective November 1, 2015. UGI Utilities, Inc. and UGI Energy Services, LLC, effective November 1, 2015. Gas Supply and Delivery Service Agreement between UGI Utilities, Inc. and UGI Energy Services, LLC, effective November 1, 2020. *10.42 *10.41 10.39 10.40 Registrant Filing UGI UGI UGI UGI Form 8-K  (10/23/20) Exhibit 10.1 Form 10-K  (9/30/17) 10.39 Form 10-K  (9/30/19) Form 10-K  (9/30/19) 10.40 10.41 Utilities Form 10-K (9/30/16) 10.19 75 Table of Contents 10.45 10.44 Incorporation by Reference Exhibit Exhibit No. Second Amended and Restated Credit 10.43 Agreement, dated February 29, 2016, by and among UGI Energy Services, LLC, as borrower, and JP Morgan Chase Bank, N.A., as administrative agent, and PNC Bank, National Association, as syndication agent, and Wells Fargo Bank, National Association, as documentation agent. First Amendment to the Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of August 13, 2019, by and among UGI Energy Services, LLC, as borrower, JPMorgan Chase Bank, N.A., as administrative agent and collateral agent, and the lenders party thereto. Credit Agreement, dated October 31, 2017, by and among UGI Utilities, Inc., PNC Bank National Association, as administrative agent, The Bank of New York Mellon, as syndication agent, and certain other lenders named therein. Credit Agreement, dated as of June 27, 2019, by and among UGI Utilities, Inc., as borrower, PNC Bank, National Association, as administrative agent, Citizens Bank, N.A., as syndication agent, and the lenders party thereto. Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of December 15, 2017 by and among AmeriGas Propane, L.P., as Borrower, AmeriGas Propane, Inc., as a Guarantor, Wells Fargo Bank, National Association, as Administrative Agent, Swingline Lender, and Issuing Lender, Wells Fargo Securities, LLC, as Sole Lead Arranger and Sole Bookrunner, and the other financial institutions from time to time party thereto. 10.46 10.47 Registrant Filing UGI Form 8-K (2/29/16) Exhibit 10.1 UGI Form 8-K (8/13/19) 10.2 Utilities Form 8-K  (10/31/17) 10.1 UGI Form 10-Q (6/30/19) 10.1 AmeriGas  Partners, L.P.  Form 8-K (12/15/17) 10.1 76 Table of Contents 10.49 Incorporation by Reference Exhibit Exhibit No. First Amendment, dated as of December 10.48 17, 2019, to Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of December 15, 2017, by and among AmeriGas Propane, L.P., as Borrower, AmeriGas Propane, Inc., as a Guarantor, Wells Fargo Bank, National Association, as Administrative Agent, Swingline Lender, and Issuing Lender, Wells Fargo Securities, LLC, as Sole Lead Arranger and Sole Bookrunner, and the other financial institutions from time to time party thereto. Multicurrency Facilities Agreement, effective October 25, 2018, among International, as borrower, Natixis, as agent, mandated lead arranger, bookrunner and coordinator, Barclays Bank Plc, BNP Paribas, Credit Agricole Corporate and Investment Bank, HSBC France, ING Bank N.V., French Branch, Mediobanca International (Luxembourg) S.A., Raiffeisen Bank International AG and Societe Generale Corporate and Investment Banking, as mandated lead arrangers, and certain other lenders. Credit Agreement, dated as of August 1, 2019, by and among UGI Corporation, as borrower, JPMorgan Chase Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto. First Amendment, dated as of December 17, 2019, to Credit Agreement, dated as of August 1, 2019, by and among UGI Corporation, as borrower, JPMorgan Chase Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto. Credit Agreement, dated as of August 13, 2019, by and among UGI Energy Services, LLC, as borrower, Credit Suisse AG, Cayman Islands Branch, as administrative agent and collateral agent, and the lenders party thereto. 10.50 10.51 10.52 Registrant Filing UGI Form 10-Q  (12/31/19) Exhibit 10.3 UGI Form 8-K  (10/25/18) 4.2 UGI Form 8-K (8/1/19) 10.1 UGI Form 10-Q  (12/31/19) 10.2 UGI Form 8-K (8/13/19) 10.1 77 Table of Contents Incorporation by Reference Exhibit No. 10.53 Exhibit Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of March 6, 2020, by and among UGI Energy Services, LLC, as borrower, JPMorgan Chase Bank, N.A., as administrative agent, PNC Bank, National Association, as syndication agent, and Wells Fargo Bank, National Association, as documentation agent. Code of Business Conduct and Ethics. Registrant Filing UGI UGI Exhibit 10.1 Form 8-K  (3/6/20) Form 10-K  (9/30/19) 14 14 *21 *23 *31.1 *31.2 *32 *101.INS *101.SCH *101.CAL *101.DEF *101.LAB *101.PRE Subsidiaries of the Registrant. Consent of Ernst & Young LLP Certification by the Chief Executive Officer relating to the Registrant’s Report on Form 10-K for the fiscal year ended September 30, 2020 pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. Certification by the Chief Financial Officer relating to the Registrant’s Report on Form 10-K for the fiscal year ended September 30, 2020 pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. Certification by the Chief Executive Officer and the Chief Financial Officer relating to the Registrant’s Report on Form 10-K for the fiscal year ended September 30, 2020, pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. XBRL Instance - the instance document does not appear in the Interactive Data File because its XBRL tags are embedded within the Inline XBRL document XBRL Taxonomy Extension Schema XBRL Taxonomy Extension Calculation Linkbase XBRL Taxonomy Extension Definition Linkbase XBRL Taxonomy Extension Labels Linkbase XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase *    Filed herewith. **    As required by Item 15(a)(3), this exhibit is identified as a compensatory plan or arrangement. 78 Table of Contents ITEM 16. FORM 10-K SUMMARY None. Exhibit No. Description EXHIBIT INDEX 4.15 10.27 10.28 10.29 10.41 10.42 21 23 31.1 31.2 32 101.INS 101.SCH 101.CAL 101.DEF 101.LAB 101.PRE Description of the Registrant’s Securities Registered Pursuant to Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934. Form of Confidentiality, Non-Competition and Non-Solicitation Agreement between UGI Corporation and Mr. Robert F. Beard. Form of Change in Control Agreement between UGI Utilities, Inc. and Mr. Robert F. Beard. Description of oral compensation arrangement for Messrs. Walsh, Jastrzebski, Beard and Perreault and Ms. Gaudiosi. First Amendment, dated November 1, 2020, to Gas Supply and Delivery Service Agreement between UGI Utilities, Inc. and UGI Energy Services, LLC, effective November 1, 2015. Gas Supply and Delivery Service Agreement between UGI Utilities, Inc. and UGI Energy Services, LLC, effective November 1, 2020. Subsidiaries of the Registrant. Consent of Ernst & Young LLP. Certification by the Chief Executive Officer relating to the Registrant’s Report on Form 10-K for the fiscal year ended September 30, 2020 pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. Certification by the Chief Financial Officer relating to the Registrant’s Report on Form 10-K for the fiscal year ended September 30, 2020 pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. Certification by the Chief Executive Officer and the Chief Financial Officer relating to the Registrant’s Report on Form 10-K for the fiscal year ended September 30, 2020, pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. XBRL Instance - the instance document does not appear in the Interactive Data File because its XBRL tags are embedded within the Inline XBRL document XBRL Taxonomy Extension Schema XBRL Taxonomy Extension Calculation Linkbase XBRL Taxonomy Extension Definition Linkbase XBRL Taxonomy Extension Labels Linkbase XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase 79 Table of Contents Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the Registrant has duly caused this Report to be signed on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized. SIGNATURES Date: November 20, 2020 UGI CORPORATION By: /s/ Ted J. Jastrzebski Ted J. Jastrzebski  Chief Financial Officer  Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this Report has been signed below on November 20, 2020, by the following persons on behalf of the Registrant in the capacities indicated. Signature /s/ John L. Walsh John L. Walsh /s/ Ted J. Jastrzebski Ted J. Jastrzebski /s/ Laurie A. Bergman Laurie A. Bergman /s/ Frank S. Hermance Frank S. Hermance /s/ Marvin O. Schlanger Marvin O. Schlanger /s/ M. Shawn Bort M. Shawn Bort /s/ Theodore A. Dosch Theodore A. Dosch /s/ Alan N. Harris Alan N. Harris /s/ Mario Longhi Mario Longhi /s/ William J. Marrazzo William J. Marrazzo /s/ Cindy J. Miller Cindy J. Miller /s/ Kelly A. Romano Kelly A. Romano /s/ James B. Stallings, Jr. James B. Stallings, Jr. /s/ K. Richard Turner K. Richard Turner Title President and Chief Executive Officer  (Principal Executive Officer) and Director Chief Financial Officer (Principal Financial Officer) Vice President, Chief Accounting Officer and Corporate Controller (Principal Accounting Officer) Chairman and Director Vice Chairman and Director Director Director Director Director Director Director Director Director Director 80                         Table of Contents UGI CORPORATION AND SUBSIDIARIES FINANCIAL INFORMATION FOR INCLUSION IN ANNUAL REPORT ON FORM 10-K YEAR ENDED SEPTEMBER 30, 2020 F-1 Table of Contents UGI CORPORATION AND SUBSIDIARIES INDEX TO FINANCIAL STATEMENTS AND FINANCIAL STATEMENT SCHEDULES Management’s Annual Report on Consolidated Financial Statements and Schedules Management’s Annual Report on Internal Control Over Financial Reporting Financial Statements: Report of Independent Registered Public Accounting Firm (on Internal Control Over Financial Reporting) Report of Independent Registered Public Accounting Firm (on Consolidated Financial Statements and Schedules) Consolidated Balance Sheets as of September 30, 2020 and 2019 Consolidated Statements of Income for the years ended September 30, 2020, 2019 and 2018 Consolidated Statements of Comprehensive Income for the years ended September 30, 2020, 2019 and 2018 Consolidated Statements of Cash Flows for the years ended September 30, 2020, 2019 and 2018 Consolidated Statements of Changes in Equity for the years ended September 30, 2020, 2019 and 2018 Notes to Consolidated Financial Statements Financial Statement Schedules: For the years ended September 30, 2020, 2019 and 2018: I — Condensed Financial Information of Registrant (Parent Company) II — Valuation and Qualifying Accounts Pages F-3 F-4 F-5 F-6 F-8 F-9 F-10 F-11 F-12 F-13 S-1 S-4 We have omitted all other financial statement schedules because the required information is either (1) not present; (2) not present in amounts sufficient to require submission of the schedule; or (3) included elsewhere in the financial statements or related notes. F-2         Table of Contents Management’s Annual Report on Consolidated Financial Statements and Schedules The  Company’s  consolidated  financial  statements  and  other  financial  information  contained  in  this  Annual  Report  were  prepared  by  management,  which  is responsible for their fairness, integrity and objectivity. The consolidated financial statements and related information were prepared in accordance with GAAP and include amounts that are based on management’s best judgments and estimates. The Audit Committee of the Board of Directors (the “Committee”) is composed of four members, each of whom is independent and a non-employee director of the Company.  The  Committee  is  responsible  for  monitoring  and  overseeing  the  financial  reporting  process,  the  adequacy  of  internal  accounting  controls,  the independence and performance of the Company’s independent registered public accounting firm and internal auditors. The Committee meets regularly, with and without management present, with the independent registered public accounting firm and the internal auditors, both of which report directly to the Committee. In addition, the Committee provides regular reports to the Board of Directors. /s/ John L. Walsh Chief Executive Officer /s/ Ted J. Jastrzebski Chief Financial Officer /s/ Laurie A. Bergman Chief Accounting Officer F-3 Table of Contents Management’s Annual Report on Internal Control over Financial Reporting Management is responsible for establishing and maintaining adequate internal control over financial reporting for the Company, as such term is defined in Rule 13a-15(f) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended. In order to evaluate the effectiveness of internal control over financial reporting, as required by Section  404 of  the  Sarbanes-Oxley  Act  of  2002, management  has  conducted  an  assessment,  including  testing,  of  the  Company’s  internal  control  over  financial reporting  as  of  September  30,  2020,  based  on  criteria  established  in  Internal Control - Integrated Framework (2013)  issued  by  the  Committee  of  Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (the “COSO criteria”). Internal  control  over  financial  reporting  refers  to  the  process,  designed  under  the  supervision  and  with  the  participation  of  management,  including  our  Chief Executive Officer and our Chief Financial Officer, and effected by the Company’s Board of Directors, to provide reasonable, but not absolute, assurance regarding the  reliability  of  financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for  external  purposes  in  accordance  with  GAAP  and  includes  policies  and procedures that (1) pertain to the maintenance of records that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect the transactions and dispositions of the assets of the Company; (2) provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit preparation of financial statements in accordance with generally accepted  accounting  principles,  and  that  receipts  and  expenditures  of  the  Company  are  being  made  only  in  accordance  with  authorizations  of  management  and directors  of  the  Company;  and  (3)  provide  reasonable  assurance  regarding  prevention  or  timely  detection  of  unauthorized  acquisition,  use  or  disposition  of  the Company’s assets that could have a material effect on the financial statements. Because  of  its  inherent  limitations,  internal  control  over  financial  reporting  may  not  prevent  or  detect  misstatements.  Also,  projections  of  any  evaluation  of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate due to changing conditions, or the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate. Based on its assessment, management has concluded that the Company’s internal control over financial reporting was effective as of September 30, 2020, based on the COSO criteria. Ernst & Young LLP, our independent registered public accounting firm, has audited the effectiveness of the Company’s internal control over financial reporting as of September 30, 2020, as stated in their report, which appears herein. /s/ John L. Walsh Chief Executive Officer /s/ Ted J. Jastrzebski Chief Financial Officer /s/ Laurie A. Bergman Chief Accounting Officer F-4 Table of Contents Report of Independent Registered Public Accounting Firm To the Stockholders and the Board of Directors of UGI Corporation Opinion on Internal Control over Financial Reporting We have audited UGI Corporation and subsidiaries’ internal control over financial reporting as of September 30, 2020, based on criteria  established  in Internal Control—Integrated Framework issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (2013 framework) (the COSO criteria). In our opinion, UGI Corporation and subsidiaries (the Company) maintained, in all material respects, effective internal control over financial reporting as of September 30, 2020, based on the COSO criteria. We also have audited, in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (PCAOB), the consolidated balance sheets  of  the  Company  as  of  September  30,  2020  and  2019,  the  related  consolidated  statements  of  income,  comprehensive  income,  changes  in  equity  and  cash flows for each of the three years in the period ended September 30, 2020, and the related notes and the financial statement schedules listed in the Index at Item 15(a) and our report dated November 20, 2020 expressed an unqualified opinion thereon. Basis for Opinion The Company’s management is responsible for maintaining effective internal control over financial reporting and for its assessment of the effectiveness of internal control over financial reporting included in the accompanying “Management’s Annual Report on Internal Control over Financial Reporting”. Our responsibility is to express an opinion on the Company’s internal control over financial reporting based on our audit. We are a public accounting firm registered with the PCAOB and are required to be independent with respect to the Company in accordance with the U.S. federal securities laws and the applicable rules and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB. We conducted our audit in accordance with the standards of the PCAOB. Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether effective internal control over financial reporting was maintained in all material respects. Our audit included obtaining an understanding of internal control over financial reporting, assessing the risk that a material weakness exists, testing and evaluating the  design  and  operating  effectiveness  of  internal  control  based  on  the  assessed  risk,  and  performing  such  other  procedures  as  we  considered  necessary  in  the circumstances. We believe that our audit provides a reasonable basis for our opinion. Definition and Limitations of Internal Control Over Financial Reporting A company’s internal control over financial reporting is a process designed to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles. A company’s internal control over financial reporting  includes  those  policies  and  procedures  that  (1)  pertain  to  the  maintenance  of  records  that,  in  reasonable  detail,  accurately  and  fairly  reflect  the transactions and dispositions of the assets of the company; (2) provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit preparation of financial  statements  in  accordance  with  generally  accepted  accounting  principles,  and  that  receipts  and  expenditures  of  the  company  are  being  made  only  in accordance  with authorizations  of management  and directors  of the company; and (3) provide reasonable  assurance  regarding  prevention  or timely  detection  of unauthorized acquisition, use, or disposition of the company’s assets that could have a material effect on the financial statements. Because  of  its  inherent  limitations,  internal  control  over  financial  reporting  may  not  prevent  or  detect  misstatements.  Also,  projections  of  any  evaluation  of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate. /s/ Ernst & Young LLP Philadelphia, Pennsylvania November 20, 2020 F-5 Table of Contents To the Stockholders and the Board of Directors of UGI Corporation Opinion on the Financial Statements Report of Independent Registered Public Accounting Firm We  have  audited  the  accompanying  consolidated  balance  sheets  of  UGI  Corporation  and  subsidiaries  (the  Company)  as  of  September  30,  2020  and  2019,  the related consolidated statements of income, comprehensive income, changes in equity and cash flows for each of the three years in the period ended September 30, 2020,  and  the  related  notes  and  the  financial  statement  schedules  listed  in  the  Index  at  Item  15(a)  (collectively  referred  to  as  the  “consolidated  financial statements”). In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the financial position of the Company at September 30, 2020 and 2019, and the results of its operations and its cash flows for each of the three years in the period ended September 30, 2020, in conformity with U.S. generally accepted accounting principles. We also have audited, in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (PCAOB), the Company's internal control  over  financial  reporting  as  of  September  30,  2020,  based  on  criteria  established  in  Internal  Control-Integrated  Framework  issued  by  the  Committee  of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (2013 framework) and our report dated November 20, 2020, expressed an unqualified opinion thereon. Basis for Opinion These financial statements are the responsibility of the Company's management. Our responsibility is to express an opinion on the Company’s financial statements based on our audits. We are a public accounting firm registered with the PCAOB and are required to be independent with respect to the Company in accordance with the U.S. federal securities laws and the applicable rules and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB. We  conducted  our  audits  in  accordance  with  the  standards  of  the  PCAOB.  Those  standards  require  that  we  plan  and  perform  the  audit  to  obtain  reasonable assurance about whether the financial statements are free of material misstatement, whether due to error or fraud. Our audits included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the financial statements, whether due to error or fraud, and performing procedures that respond to those risks. Such procedures included examining, on a test basis, evidence regarding the amounts and disclosures in the financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the financial statements. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion. Critical Audit Matter The critical audit matter communicated below is a matter arising from the current period audit of the financial statements that was communicated or required to be communicated to the audit committee and that: (1) relates to accounts or disclosures that are material to the financial statements and (2) involved our especially challenging, subjective, or complex judgments. The communication of the critical audit matter does not alter in any way our opinion on the consolidated financial statements, taken as a whole, and we are not, by communicating the critical audit matter below, providing a separate opinion on the critical audit matter or on the accounts or disclosures to which it relates. Description of the Matter Valuation of general, automobile and product liability and workers’ compensation reserves As discussed in Note 2 to the consolidated financial statements, the Company is subject to risk of loss for general, automobile and product  liability  and  workers’  compensation  claims  for  which  it  obtains  coverage  under  insurance  policies  that  are  subject  to  self- insured retentions or deductibles. The Company establishes reserves for pending and incurred but not reported claims associated with general, automobile and product liability matters and workers’ compensation when it is probable that a liability exists and the amount or range of amounts can be reasonably estimated. Auditing the Company’s general, automobile and product liability, and workers’ compensation reserves was complex and required us to involve our actuarial specialists due to the significant measurement uncertainty associated with the estimate and the use of actuarial methods. In addition, the reserve estimate is sensitive to significant management assumptions, including the loss development factors for reported claims. F-6 Table of Contents How We Addressed the Matter in Our Audit We obtained an understanding, evaluated the design, and tested the operating effectiveness of controls over the Company’s valuation of general, automobile and product liability, and workers’ compensation reserves. For example, we tested controls over management’s review of the appropriateness of the assumptions used in the calculations and the completeness and accuracy of the data underlying the reserves. To test the valuation of general, automobile and product liability, and workers’ compensation reserves, our audit procedures included, among others, assessing the methodologies used to estimate the reserves and testing the completeness and accuracy of the underlying data. We involved our actuarial specialists to assist in evaluating the significant assumptions and actuarial methodologies used by the Company to estimate the total expected losses for claims. We also performed a search for unrecorded claims reserves related to claims incurred prior to the balance sheet date through examination of subsequent payments and other supporting documentation to determine if unrecorded claims affect the loss reserve estimation process or reserve balance. /s/ Ernst & Young LLP We have served as the Company’s auditor since 2014. Philadelphia, Pennsylvania November 20, 2020 F-7 Table of Contents ASSETS Current assets UGI CORPORATION AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED BALANCE SHEETS (Millions of dollars) September 30, 2020 2019 Cash and cash equivalents Restricted cash Accounts receivable (less allowances for doubtful accounts of $42 and $32, respectively) Accrued utility revenues Income taxes receivable Inventories Derivative instruments Prepaid expenses Other current assets Total current assets Property, plant and equipment Non-utility Utility Accumulated depreciation Net property, plant, and equipment Goodwill Intangible assets, net Utility regulatory assets Derivative instruments Other assets Total assets LIABILITIES AND EQUITY Current liabilities Current maturities of long-term debt Short-term borrowings Accounts payable Employee compensation and benefits accrued Deposits and advances Derivative instruments Accrued interest Other current liabilities Total current liabilities Noncurrent liabilities Long-term debt Deferred income taxes Derivative instruments Other noncurrent liabilities Total liabilities Commitments and contingencies (Note 17) Equity: UGI Corporation stockholders’ equity: UGI Common Stock, without par value (authorized – 450,000,000 shares; issued – 209,514,044 and 209,304,129 shares, respectively) Retained earnings Accumulated other comprehensive loss Treasury stock, at cost Total UGI Corporation stockholders’ equity Noncontrolling interests Total equity Total liabilities and equity See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. F-8 $ $ $ $ 336  $ 21  652  14  80  241  44  96  59  1,543  6,393  4,265  10,658  (3,698) 6,960  3,518  677  395  38  854  13,985  $ 53  $ 347  475  162  204  64  64  386  1,755  5,981  640  59  1,413  9,848  1,416  2,908  (147) (49) 4,128  9  4,137  13,985  $ 447  64  641  15  —  230  29  72  68  1,566  6,135  3,938  10,073  (3,385) 6,688  3,456  709  387  43  498  13,347  24  796  439  133  168  85  63  320  2,028  5,780  541  48  1,123  9,520  1,397  2,653  (217) (16) 3,817  10  3,827  13,347                                        Table of Contents UGI CORPORATION AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF INCOME (Millions of dollars, except per share amounts) Revenues Costs and expenses: Cost of sales (excluding depreciation and amortization shown below) Operating and administrative expenses Impairment of Partnership tradenames and trademarks Loss on disposals of Conemaugh and HVAC Depreciation and amortization Other operating income, net Operating income Income from equity investees Loss on extinguishments of debt Other non-operating (expense) income, net Interest expense Income before income taxes Income tax expense Net income including noncontrolling interests Deduct net income attributable to noncontrolling interests, principally in AmeriGas Partners prior to the AmeriGas Merger Net income attributable to UGI Corporation Earnings per common share attributable to UGI Corporation stockholders: Basic Diluted Weighted-average common shares outstanding (thousands): Basic Diluted See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. F-9 2020 Year Ended September 30, 2019 2018 $ 6,559  $ 7,320  $ 3,149  1,911  —  54  484  (21) 5,577  982  27  —  (20) (322) 667  (135) 532  —  532  $ 2.55  $ 2.54  $ 4,323  1,963  —  —  448  (31) 6,703  617  9  (6) 39  (258) 401  (93) 308  (52) 256  $ 1.44  $ 1.41  $ $ $ $ 7,651  4,075  2,013  75  —  455  (32) 6,586  1,065  4  —  16  (230) 855  (33) 822  (103) 719  4.13  4.06  208,928  209,869  178,417  181,111  173,908  176,905                          Table of Contents UGI CORPORATION AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME (Millions of dollars) Net income including noncontrolling interests Net (losses) gains on derivative instruments (net of tax of $15, $3, and $(1), respectively) Reclassifications of net losses on derivative instruments (net of tax of $(4), $(2), and $(3), respectively) Foreign currency translation adjustments (net of tax of $12, $(13), and $(1), respectively) Foreign currency gains (losses) on long-term intra-company transactions Benefit plans, principally actuarial (losses) gains (net of tax of $1, $5, and $(5), respectively) Reclassifications of benefit plans actuarial losses and net prior service benefit (net of tax of $(1), $(1), and $1, respectively) Other comprehensive income (loss) Comprehensive income including noncontrolling interests Deduct comprehensive income attributable to noncontrolling interests, principally in AmeriGas Partners prior to the AmeriGas Merger Comprehensive income attributable to UGI Corporation $ $ See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. F-10 Year Ended September 30, 2019 2020 2018 532  $ (38) 308  $ (7) 9  15  84  (3) 3  70  602  2  (24) (59) (13) 1  (100) 208  —  602  $ (52) 156  $ 822  1  4  (21) (9) 10  (2) (17) 805  (103) 702      Table of Contents UGI CORPORATION AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS (Millions of dollars) CASH FLOWS FROM OPERATING ACTIVITIES Net income including noncontrolling interests Adjustments to reconcile net income including noncontrolling interests to net cash provided by operating activities: Year Ended September 30, 2019 2018 2020 $ 532  $ 308  $ 822  Depreciation and amortization Deferred income tax expense (benefit), net Provision for uncollectible accounts Changes in unrealized gains and losses on derivative instruments Impairment of Partnership tradenames and trademarks Loss on disposals of Conemaugh and HVAC Equity-based compensation expense Other, net Net change in: Accounts receivable and accrued utility revenues Income taxes receivable Inventories Utility deferred fuel costs, net of changes in unsettled derivatives Accounts payable Derivative instruments collateral received (paid) Other current assets Other current liabilities Net cash provided by operating activities CASH FLOWS FROM INVESTING ACTIVITIES Expenditures for property, plant and equipment Acquisitions of businesses and assets, net of cash and restricted cash acquired Other, net Net cash used by investing activities CASH FLOWS FROM FINANCING ACTIVITIES Dividends on UGI Common Stock Distributions on AmeriGas Partners publicly held Common Units Issuances of debt, net of issuance costs Repayments of debt, including redemption premiums Receivables Facility net (repayments) borrowings (Decrease) increase in short-term borrowings Issuances of UGI Common Stock Repurchases of UGI Common Stock Cash paid for AmeriGas Merger Other Net cash (used) provided by financing activities Effect of exchange rate changes on cash, cash equivalents and restricted cash Cash, cash equivalents and restricted cash (decrease) increase CASH, CASH EQUIVALENTS AND RESTRICTED CASH Cash, cash equivalents and restricted cash at end of year Cash, cash equivalents and restricted cash at beginning of year Cash, cash equivalents and restricted cash (decrease) increase SUPPLEMENTAL CASH FLOW INFORMATION Cash paid for: Interest Income taxes See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. $ $ $ $ $ F-11 484  146  32  (81) —  54  15  (6) (18) (80) (5) 17  3  22  38  (51) 1,102  (655) (16) 22  (649) (273) —  209  (86) (27) (422) 2  (38) —  —  (635) 28  (154) $ 357  $ 511  (154) $ 311  $ 75  $ 448  (43) 29  259  —  —  18  6  83  —  84  (30) (97) (41) 45  9  1,078  (705) (1,362) 12  (2,055) (200) (263) 2,412  (738) 44  327  17  (17) (529) (11) 1,042  (16) 49  $ 511  $ 462  49  $ 248  $ 74  $ 455  (69) 36  (133) 75  —  23  7  (148) —  (37) 31  65  4  (27) (19) 1,085  (574) (187) 12  (749) (177) (263) 124  (149) (37) 94  35  (60) —  (5) (438) (5) (107) 462  569  (107) 222  118                                                      Table of Contents UGI CORPORATION AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY (Millions of dollars, except per share amounts) Common stock, without par value Balance, beginning of year Common stock issued: Employee and director plans (including losses on treasury stock transactions), net of tax withheld Equity-based compensation expense AmeriGas Merger-related adjustments Balance, end of year Retained earnings Balance, beginning of year Net income attributable to UGI Corporation Cash dividends on common stock ($1.31, $1.145, and $1.02 per share, respectively) Cumulative effect of change in accounting principle - ASC 606 Reclassification of stranded income tax effects related to TCJA Losses on treasury stock transactions in connection with employee and director plans Balance, end of year Accumulated other comprehensive income (loss) Balance, beginning of year Reclassification of stranded income tax effects related to TCJA Net (losses) gains on derivative instruments Reclassification of net losses on derivative instruments Benefit plans, principally actuarial (losses) gains Reclassification of benefit plans actuarial losses and net prior service benefits Foreign currency gains (losses) on long-term intra-company transactions Foreign currency translation adjustments Balance, end of year Treasury stock Balance, beginning of year Common stock issued: Employee and director plans, net of tax withheld Repurchases of common stock Reacquired common stock – employee and director plans Balance, end of year Total UGI Corporation stockholders’ equity Noncontrolling interests Balance, beginning of year Net income attributable to noncontrolling interests, principally in AmeriGas Partners prior to the AmeriGas Merger Dividends and distributions AmeriGas Merger-related adjustments Other Balance, end of year Total equity See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. F-12 Year Ended September 30, 2019 2020 2018 1,397  $ 1,201  $ 1,189  2  17  —  1,416  $ 2,653  $ 532  (273) —  —  (4) 2,908  $ (217) $ —  (38) 9  (3) 3  84  15  (147) $ 11  15  170  1,397  $ 2,611  $ 256  (200) (7) 7  (14) 2,653  $ (110) $ (7) (7) 2  (13) 1  (59) (24) (217) $ (16) $ (20) $ 8  (38) (3) (49) $ 4,128  $ 24  (17) (3) (16) $ 3,817  $ 10  $ 419  $ —  —  —  (1) 9  $ 4,137  $ 52  (263) (199) 1  10  $ 3,827  $ (2) 14  —  1,201  2,107  719  (177) —  —  (38) 2,611  (93) —  1  4  10  (2) (9) (21) (110) (39) 87  (60) (8) (20) 3,682  578  103  (263) —  1  419  4,101  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $                                               Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Index to Notes Note 1 — Nature of Operations Note 2 — Summary of Significant Accounting Policies Note 3 — Accounting Changes Note 4 — Revenue from Contracts with Customers Note 5 — AmeriGas Merger, Acquisitions and Dispositions Note 6 — Debt Note 7 — Income Taxes Note 8 — Employee Retirement Plans Note 9 — Utility Regulatory Assets and Liabilities and Regulatory Matters Note 10 — Inventories Note 11 — Property, Plant and Equipment Note 12 — Goodwill and Intangible Assets Note 13 — Series Preferred Stock Note 14 — Common Stock and Equity-Based Compensation Note 15 — Partnership Distributions Note 16 — Leases Note 17 — Commitments and Contingencies Note 18 — Fair Value Measurements Note 19 — Derivative Instruments and Hedging Activities Note 20 — Accumulated Other Comprehensive Income (Loss) Note 21 — Other Operating Income, Net and Other Non-Operating (Expense) Income, Net Note 22 — Quarterly Data (unaudited) Note 23 — Segment Information Note 24 — Global LPG Business Transformation Initiatives Note 25 — Impact of Global Pandemic Note 1 — Nature of Operations UGI is a holding company that, through subsidiaries and affiliates, distributes, stores, transports and markets energy products and related services. In the United States, we own and operate (1) a retail propane marketing and distribution business; (2) natural gas and electric distribution utilities; and (3) an energy marketing, midstream infrastructure, storage, natural gas gathering and processing, natural gas production, electricity generation and energy services businesses. In Europe, we market and distribute propane and other LPG and market other energy products and services. We  conduct  a  domestic  propane  marketing  and  distribution  business  through  AmeriGas  Partners.  AmeriGas  Partners  conducts  a  national  propane  distribution business  through  its  principal  operating  subsidiary  AmeriGas  OLP.  AmeriGas  Partners  and  AmeriGas  OLP  are  Delaware  limited  partnerships.  UGI’s  wholly owned  second-tier  subsidiary,  AmeriGas  Propane,  Inc.,  serves  as  the  general  partner  of  AmeriGas  Partners.  On  August  21,  2019,  we  completed  the  AmeriGas Merger  pursuant  to  which  we  issued  34.6  million  shares  of  UGI  Common  Stock  and  paid  $529  in  cash  to  acquire  all  of  the  outstanding  Common  Units  in AmeriGas Partners not already held by UGI or its subsidiaries, with the Partnership surviving as a wholly owned subsidiary of UGI. Prior to the AmeriGas Merger, UGI controlled the Partnership through its ownership of the General Partner, which held a 1% general partner interest (which included IDRs) and approximately 25.5%  of  the  outstanding  Common  Units,  and  held  an  effective  27%  ownership  interest  in  AmeriGas  OLP.  The  IDRs  held  by  the  General  Partner  prior  to  the AmeriGas Merger entitled it to receive distributions from AmeriGas Partners in excess of its general partner interest under certain circumstances (see Note 15). For additional information on the AmeriGas Merger, see Note 5. UGI International, through subsidiaries and affiliates, conducts (1) an LPG distribution business throughout much of Europe and (2) an energy marketing business in France, Belgium, the Netherlands and the United Kingdom. These businesses are conducted principally through our subsidiaries, UGI France, Flaga, AvantiGas, DVEP and UniverGas. F-13 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Energy Services conducts, directly and through subsidiaries, energy marketing, midstream transmission, LNG storage, natural gas gathering and processing, natural gas  production,  electricity  generation  and  energy  services  businesses  primarily  in  the  Mid-Atlantic  region  of  the  U.S.,  eastern  Ohio  and  the  panhandle  of  West Virginia.  In July 2020, Energy Services acquired GHI, which is primarily focused on providing vehicle fleets with renewable natural gas by coordinating supply from  a  portfolio  of  sources  throughout  the  country.  UGID  owns  electricity  generation  facilities  principally  located  in  Pennsylvania.  Energy  Services  and  its subsidiaries’ storage, LNG and portions of its midstream transmission operations are subject to regulation by the FERC. UGI Utilities directly owns and operates Gas Utility, a natural gas distribution utility business in eastern and central Pennsylvania and in a portion of one Maryland county. Gas Utility is subject to regulation  by the PAPUC, the FERC, and, with respect  to a small service territory  in one Maryland county, the MDPSC. UGI Utilities also owns and operates Electric Utility, an electric distribution utility located in northeastern Pennsylvania. Electric Utility is subject to regulation by the PAPUC and the FERC. Note 2 — Summary of Significant Accounting Policies Basis of Presentation Our  consolidated  financial  statements  are  prepared  in  accordance  with  GAAP.  The  preparation  of  financial  statements  in  accordance  with  GAAP  requires management to make estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets, liabilities, revenues, expenses and costs. These estimates are based on management’s  knowledge  of  current  events,  historical  experience  and  various  other  assumptions  that  are  believed  to  be  reasonable  under  the  circumstances. Accordingly, actual results may be different from these estimates and assumptions. Certain prior-year amounts have been reclassified to conform to the current-year presentation. Principles of Consolidation The consolidated financial statements include the accounts of UGI and its controlled subsidiary companies which are majority owned. We report outside ownership interests  in  other  consolidated  but  less  than  100%-owned  subsidiaries,  as  noncontrolling  interests.  Prior  to  the  AmeriGas  Merger,  we  also  reported  the  public’s interest in the Partnership as a noncontrolling interest. We eliminate intercompany accounts and transactions when we consolidate. We account for privately held equity securities of entities without readily determinable fair values in which we do not have control, but have significant influence over operating and financial policies, under the equity method. Investments in equity securities related to entities in which we do not have significant influence over operating and financial policies are valued at their cost less impairment (if any). Our investments in such entities totaled $256 and $242 at September 30, 2020 and 2019, respectively, and are included in “Other assets” on the Consolidated Balance Sheets. Our equity method investments primarily comprise PennEast and Pennant. Equity Method Investments Pennant. During Fiscal 2019, Energy Services completed the CMG Acquisition including CMG’s approximately 47% interest in Pennant. Pennant is accounted for as an equity method investment as we have the ability to exercise significant influence, but not control, over Pennant. Our investment in Pennant at September 30, 2020 and 2019 totaled $94 and $91, respectively. For additional information regarding the CMG Acquisition, see Note 5. PennEast. UGI  PennEast,  LLC,  and  four  other  members  comprising  wholly  owned  subsidiaries  of  Southern  Company,  New  Jersey  Resources,  South  Jersey Industries, and Enbridge, Inc., each hold a 20% membership interest in PennEast. PennEast was formed to construct an approximate 120-mile natural gas pipeline from Luzerne County, Pennsylvania to the Trenton-Woodbury interconnection in New Jersey. Affiliates of all members plan to be customers of the pipeline under 15-year contracts. PennEast is accounted for as an equity method investment as we have the ability to exercise significant influence, but not control, over PennEast. We are obligated to provide capital contributions based upon our ownership percentage. Our investment in PennEast at September 30, 2020 and 2019 totaled $96 and $85, respectively. In  September  2019,  a  panel  of  the  U.S.  Court  of  Appeals  for  the  Third  Circuit  ruled  that  New  Jersey’s  Eleventh  Amendment  immunity  barred  PennEast  from bringing  an  eminent  domain  lawsuit  in  federal  court,  under  the  Natural  Gas  Act,  against  New  Jersey  or  its  agencies.  The  Third  Circuit  subsequently  denied PennEast’s petition for rehearing en banc. PennEast also filed a F-14 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) petition for declaratory order with the FERC regarding interpretation of the Natural Gas Act; the FERC issued an order favorable to PennEast’s position on January 30, 2020. PennEast filed a petition for a writ of certiorari to seek U.S. Supreme Court review of the Third Circuit decision on February 18, 2020.  On June 29, 2020, the U.S. Supreme Court invited the U.S. Solicitor General to file a brief in the case expressing the views of the U.S. The ultimate outcome of these matters cannot be determined at this time, and could result in delays, additional costs, or the inability to move forward with the project, resulting in an impairment of all or a portion of our investment in PennEast. Effects of Regulation UGI Utilities accounts for the financial effects of regulation in accordance with the FASB’s guidance in ASC 980. In accordance with this guidance, incurred costs and estimated future expenditures that would otherwise be charged to expense are capitalized and recorded as regulatory assets when it is probable that the incurred costs or estimated future expenditures will be recovered through rates in the future. Similarly, we recognize regulatory liabilities when it is probable that regulators will require customer refunds through future rates or when revenue is collected from customers for expenditures that have not yet been incurred. Regulatory assets and liabilities are classified as current if, upon initial recognition, the entire amount related to that item will be recovered or refunded within a year of the balance sheet date. Generally, regulatory assets and regulatory liabilities are amortized into expense and income over the periods authorized by the regulator. For additional information regarding the effects of rate regulation on our utility operations, see Note 9. Fair Value Measurements The Company applies fair value measurements on a recurring and, as otherwise required under ASC 820, on a nonrecurring basis. Fair value is defined as the price that would be received to sell an asset or paid to transfer a liability (an exit price) in an orderly transaction between market participants at the measurement date. Fair value measurements performed on a recurring basis principally relate to derivative instruments and investments held in supplemental executive retirement plan grantor trusts. ASC 820 establishes a fair value hierarchy that prioritizes the inputs to valuation techniques used to measure fair value into three levels. The hierarchy gives the highest priority to quoted prices in active markets for identical assets or liabilities (Level 1 measurements) and the lowest priority to unobservable inputs (Level 3 measurements). A level within the fair value hierarchy is based on the lowest level of any input that is significant to the fair value measurement. We use the following fair value hierarchy, which prioritizes the inputs to valuation techniques used to measure fair value into three broad levels: • • • Level 1 — Quoted prices (unadjusted) in active markets for identical assets and liabilities that we have the ability to access at the measurement date. Level 2 — Inputs other than quoted prices included within Level 1 that are either directly or indirectly observable for the asset or liability, including quoted prices for similar assets or liabilities in active markets, quoted prices for identical or similar assets or liabilities in markets that are not active, inputs other than quoted prices that are observable for the asset or liability, and inputs that are derived from observable market data by correlation or other means. Level 3 — Unobservable inputs for the asset or liability including situations where there is little, if any, market activity for the asset or liability. Fair value is based upon assumptions that market participants would use when pricing an asset or liability, including assumptions about risk and risks inherent in valuation techniques and inputs to valuations. This includes not only the credit standing of counterparties and credit enhancements but also the impact of our own nonperformance  risk  on  our  liabilities.  We  evaluate  the  need  for  credit  adjustments  to  our  derivative  instrument  fair  values.  These  credit  adjustments  were  not material to the fair values of our derivative instruments. Derivative Instruments Derivative instruments are reported on the Consolidated Balance Sheets at their fair values, unless the NPNS exception is elected. The accounting for changes in fair value depends upon the purpose of the derivative instrument, whether it is subject to regulatory ratemaking mechanisms or if it qualifies and is designated as a hedge for accounting purposes. F-15 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Certain of our derivative instruments qualify and are designated as cash flow hedges. For cash flow hedges, changes in the fair values of the derivative instruments are recorded in AOCI, to the extent effective at offsetting changes in the hedged item, until earnings are affected by the hedged item. We discontinue cash flow hedge accounting  if occurrence  of the forecasted  transaction  is determined  to be no longer  probable.  Hedge accounting  is also discontinued  for derivatives  that cease to be highly effective. We do not designate our commodity and certain foreign currency derivative instruments as hedges under GAAP. Changes in the fair values  of  these  derivative  instruments  are  reflected  in  net  income.  Gains  and  losses  on  substantially  all  of  the  commodity  derivative  instruments  used  by  UGI Utilities are included in regulatory assets or liabilities because it is probable such gains or losses will be recoverable from, or refundable to, customers. From time to time, we also enter into net investment hedges. Gains and losses on net investment hedges that relate to our foreign operations are included in the cumulative translation adjustment component in AOCI until such foreign net investment is sold or liquidated. Cash  flows  from  derivative  instruments,  other  than  certain  cross-currency  swaps  and  net  investment  hedges,  if  any,  are  included  in  cash  flows  from  operating activities on the Consolidated Statements of Cash Flows. Cash flows from the interest portion of our cross-currency hedges, if any, are included in cash flows from operating activities while cash flows from the currency portion of such hedges, if any, are included in cash flows from financing activities. Cash flows from net investment hedges, if any, are included in cash flows from investing activities on the Consolidated Statements of Cash Flows. For a more detailed description of the derivative instruments we use, our accounting for derivatives, our objectives for using them and other information, see Note 19. Business Combination Purchase Price Allocations From time to time, the Company enters into material business combinations. The purchase price is allocated to the various assets acquired and liabilities assumed at their  estimated  fair  value  as  of  the  acquisition  date  with  the  residual  of  the  purchase  price  allocated  to  goodwill.  Fair  values  of  assets  acquired  and  liabilities assumed  are  based  upon  available  information.  Estimating  fair  values  is  generally  subject  to  significant  judgment,  estimates  and  assumptions  especially  with respect to intangible assets. The allocation of the purchase price may be modified up to one year after the acquisition date, under certain circumstances, as more information is obtained about the fair value of assets acquired and liabilities assumed. Foreign Currency Translation Balance sheets of international subsidiaries are translated into U.S. dollars using the exchange rate at the balance sheet date. Income statements and equity investee results are translated into U.S. dollars using an average exchange rate for each reporting period. Where the local currency is the functional currency, translation adjustments  are  recorded  in  other  comprehensive  income.  Transactions  denominated  in  currencies  other  than  the  functional  currency  are  recorded  based  on exchange rates at the time such transactions arise with the impact of subsequent changes in such rates reflected in the income statement. The functional currency of a significant portion of our international operations is the euro. Revenue Recognition In accordance with ASC 606, the Company recognizes revenue when control of promised goods or services is transferred to customers in an amount that reflects the consideration to which we expect to be entitled in exchange for those goods or services. Certain revenues such as revenue from leases, financial instruments and other revenues are not within the scope of ASC 606 because they are not from contracts with customers. Such revenues are accounted for in accordance with other GAAP. Revenue-related  taxes collected on behalf of customers and remitted  to taxing authorities,  principally sales and use taxes, are not included in revenues. Gross  receipts  taxes  at  Midstream  &  Marketing  and  Electric  Utility  are  presented  on  a  gross  basis.  The  Company  has  elected  to  use  the  practical  expedient  to expense the costs to obtain contracts when incurred for contracts that have a term less than one year. The costs incurred to obtain contracts that have durations of longer than one year are not material. See Note 4 for additional disclosures regarding the Company’s revenue from contracts with customers. Accounts Receivable Accounts receivable are reported on the Consolidated Balance Sheets at the gross outstanding amount adjusted for an allowance for doubtful accounts. Accounts receivable  that  are  acquired  are  initially  recorded  at  fair  value  on  the  date  of  acquisition.  Provisions  for  uncollectible  accounts  are  established  based  upon  our collection  experience  and  the  assessment  of  the  collectability  of  specific  amounts.  Accounts  receivable  are  written  off  in  the  period  in  which  the  receivable  is deemed uncollectible. F-16 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) LPG Delivery Expenses Expenses  associated  with  the  delivery  of  LPG  to  customers  of  the  Partnership  and  our  UGI  International  operations  (including  vehicle  expenses,  expenses  of delivery personnel, vehicle repair and maintenance and general liability expenses) are classified as “Operating and administrative expenses” on the Consolidated Statements  of  Income.  Depreciation  expense  associated  with  the  Partnership  and  UGI  International  delivery  vehicles  is  classified  in  “Depreciation  and amortization” on the Consolidated Statements of Income. Income Taxes AmeriGas Partners and AmeriGas OLP are not directly subject to federal income taxes. Instead, their taxable income or loss is allocated to the individual partners which, prior to the AmeriGas Merger, included public holders of AmeriGas Partners Common Units. We record income taxes on (1) our share of the Partnership’s current taxable income or loss and (2) the differences between the book and tax basis of our investment in the Partnership. AmeriGas OLP has subsidiaries which operate in corporate form and are directly subject to federal and state income taxes. Legislation in certain states allows for taxation of partnership income and the accompanying financial statements reflect state income taxes resulting from such legislation. For additional information regarding the tax effects of the AmeriGas Merger, see Note 7. UGI Utilities records deferred income taxes in the Consolidated Statements of Income resulting from the use of accelerated tax depreciation methods based upon amounts recognized  for ratemaking purposes. UGI Utilities also records a deferred income tax liability for tax benefits,  principally the result of accelerated  tax depreciation for state income tax purposes, that are flowed through to ratepayers when temporary differences originate and records a regulatory income tax asset for the probable increase in future revenues that will result when the temporary differences reverse. We record interest on underpayments and overpayments of income taxes, and income tax penalties, in “Income tax expense” on the Consolidated Statements of Income. Interest income or expense recognized in “Income tax expense” on the Consolidated Statements of Income was not material for all periods presented. The TCJA was enacted on December 22, 2017, and included a broad range of tax reform provisions affecting the Company, including, among other things, changes in the U.S. corporate income tax rate. The TCJA reduced the corporate income tax rate from 35% to 21% for tax years beginning after December 31, 2017. We were subject to a 24.5% blended U.S. federal income tax rate for Fiscal 2018 because our fiscal year contained the effective date of the rate change from 35% to 21%. In accordance with GAAP, at the date of enactment of the TCJA our federal deferred income taxes, including deferred income taxes related to items included in AOCI, were remeasured based upon the new corporate income tax rate. For our non-utility businesses, existing deferred income tax assets or liabilities were adjusted for the reduction in the corporate income tax rate and the adjustment recorded in the provision for income taxes. Our utility businesses were also required to adjust deferred income tax assets and liabilities for the change in income tax rates. However, because it was probable that the effect of the change in income tax rates on deferred income tax balances would be recovered or refunded in future rates, our rate-regulated utility businesses recorded a regulatory asset or liability associated with these deferred income tax assets and liabilities. For additional information regarding the impact of the TCJA and associated regulatory effects, see Notes 7 and 9. Earnings Per Common Share Basic earnings per share attributable to UGI Corporation stockholders reflect the weighted-average number of common shares outstanding. Diluted earnings per share attributable to UGI Corporation include the effects of dilutive stock options and common stock awards. Shares used in computing basic and diluted earnings per share are as follows: (Thousands of shares) Weighted-average common shares outstanding for basic computation (a) Incremental shares issuable for stock options and common stock awards (b) Weighted-average common shares outstanding for diluted computation 2020 2019 2018 208,928  941  209,869  178,417  2,694  181,111  173,908  2,997  176,905  (a) Fiscal 2019 includes the partial-year impact from the August 2019 issuance of 34,613 shares of UGI Common Stock in connection with the AmeriGas Merger (see Note 5). (b) For  Fiscal  2020  and  Fiscal  2019,  there  were  7,056  shares  and  1,162  shares,  respectively,  associated  with  outstanding  stock  option  awards  that  were  not included in the computation of diluted earnings per share because their effect was antidilutive. F-17 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Cash, Cash Equivalents and Restricted Cash Cash and cash equivalents include cash on hand, cash in banks and highly liquid investments with maturities of three months or less when purchased. Restricted cash principally represents those cash balances in our commodity futures brokerage accounts that are restricted from withdrawal. The  following  table  provides  a  reconciliation  of  the  total  cash,  cash  equivalents  and  restricted  cash  reported  on  the  Consolidated  Balance  Sheets  to  the corresponding amounts reported on the Consolidated Statements of Cash Flows. Cash and cash equivalents Restricted cash Cash, cash equivalents and restricted cash Inventories 2020 2019 2018 2017 $ $ 336  $ 21  357  $ 447  $ 64  511  $ 452  $ 10  462  $ 558  11  569  Our inventories are stated at the lower of cost or net realizable value. We determine cost using an average cost method for non-utility LPG and natural gas and Gas Utility and Electric Utility inventories; specific identification for appliances; and the FIFO method for all other inventories. Property, Plant and Equipment and Related Depreciation We  record  property,  plant  and  equipment  at  the  lower  of  original  cost  or  fair  value,  if  impaired.  Capitalized  costs  include  labor,  materials  and  other  direct  and indirect costs, and for certain operations subject to cost-of-service rate regulation, AFUDC. We also include in property, plant and equipment costs associated with computer software we develop or obtain for use in our business. The amounts assigned to property, plant and equipment of acquired businesses are based upon estimated  fair  value  at  date  of  acquisition.  When  we  retire  or  otherwise  dispose  of  non-utility  plant  and  equipment,  we  eliminate  the  associated  cost  and accumulated depreciation and recognize any resulting gain or loss in "Other operating income, net" on the Consolidated Statements of Income. We record depreciation expense on non-utility plant and equipment on a straight-line basis over estimated economic useful lives. At September 30, 2020, estimated useful lives by asset type were as follows: Asset Type Buildings and improvements Equipment, primarily cylinders and tanks Electricity generation facilities Pipeline and related assets Transportation equipment and office furniture and fixtures Computer software Minimum Estimated Useful Life (in years) 10 5 25 25 3 1 Maximum Estimated Useful Life (in years) 40 30 40 40 10 10 We record depreciation expense for UGI Utilities’ plant and equipment on a straight-line basis based upon the projected service lives of the various classes of its depreciable property. The average composite depreciation rates at our Gas Utility and Electric Utility were as follows: Gas Utility Electric Utility 2020 2019 2018 2.5 % 2.2 % 2.2 % 2.1 % 2.3 % 2.2 % UGI Utilities’ IT costs associated with major IT system installations, conversions and improvements, such as software training, data conversion, business process reengineering costs, preliminary project stage costs and cloud computing, are deferred as a regulatory asset and included as a component of property, plant and equipment. As of September 30, 2020 and 2019, such costs included as a component of property, plant and equipment and not yet requested in a rate proceeding were not material. UGI F-18 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Utilities amortizes computer software and related IT system installation costs on a straight-line basis over expected periods of benefit not exceeding 15 years once the installed software is ready for its intended use. We  classify  amortization  of  computer  software  and  related  IT  system  installation  costs  included  in  property,  plant  and  equipment  as  depreciation  expense. Depreciation expense totaled $416, $389 and $397 for Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018, respectively. For property subject to cost of service rate regulation including substantially all of UGI Utilities depreciable utility plant and equipment, upon retirement we charge the original cost to accumulated depreciation for financial accounting purposes. Costs incurred to retire utility plant and equipment, net of salvage, are recorded in regulatory assets and amortized over five years, consistent with prior ratemaking treatment. No depreciation expense is included in cost of sales on the Consolidated Statements of Income. Goodwill and Intangible Assets Intangible Assets. We amortize intangible assets over their estimated useful lives unless we determine their lives to be indefinite. Estimated useful lives of definite- lived intangible assets, primarily consisting of customer relationships (other than customer relationships acquired in the CMG Acquisition), certain tradenames and noncompete agreements, generally do not exceed 15 years. The estimated useful lives of customer relationships acquired in the CMG Acquisition is 35 years (see Note 5). We test definite-lived intangible assets for impairment whenever events or changes in circumstances indicate that the associated carrying amounts may be impaired. Determining whether an impairment loss occurred requires comparing the carrying amount to the estimated fair value of the asset in accordance with ASC  820.  Intangible  assets  with  indefinite  lives  are  not  amortized  but  are  tested  for  impairment  annually  (and  more  frequently  if  events  or  changes  in circumstances between annual tests indicate that it is more likely than not that they are impaired) and written down to fair value, if impaired. In  April  2018,  the  Partnership’s  senior  management  approved  a  plan  to  discontinue  the  use  of  indefinite-lived  tradenames  and  trademarks  associated  with  the Partnership’s January 2012 acquisition of Heritage Propane over a period of approximately three years. As a result, the Partnership recorded a non-cash, pre-tax impairment charge of $75 during Fiscal 2018 which is reflected in “Impairment of Partnership tradenames and trademarks” on the 2018 Consolidated Statement of Income, and is amortizing the remaining fair value of these tradenames and trademarks of $8 over their estimated period of benefit of three years. Goodwill. We do not amortize goodwill, but test it at least annually for impairment at the reporting unit level. A reporting unit is an operating segment, or one level below  an  operating  segment  (a  component)  if  it  constitutes  a  business  for  which  discrete  financial  information  is  available  and  regularly  reviewed  by  segment management. Components are aggregated into a single reporting unit if they have similar economic characteristics. Each of our reporting units with goodwill is required to perform impairment tests annually or whenever events or circumstances indicate that the value of goodwill may be impaired. For certain of our reporting units with goodwill, we assess qualitative factors to determine whether it is more likely than not that the fair value of such reporting unit is less than its carrying amount. For our other reporting units with goodwill, we bypass the qualitative assessment and perform the quantitative assessment by comparing the fair values of the reporting units with their carrying amounts, including goodwill. If the carrying amount of a reporting unit exceeds its fair value, an impairment loss is recognized in an amount equal to such excess but not to exceed the total amount of the goodwill of the reporting unit. There  were  no  accumulated  goodwill  impairment  losses  at  September  30,  2020  and  2019,  and  no  provisions  for  goodwill  impairments  were  recognized  for  all periods presented. For further information on our goodwill and intangible assets, see Note 12. Impairment of Long-Lived Assets Impairment testing for long-lived assets (or an asset group) is required when circumstances indicate that such assets may be impaired. If it is determined that a triggering event has occurred, we perform a recoverability test based upon estimated undiscounted cash flow projections expected to be realized over the remaining useful life of the long-lived asset. If the undiscounted cash flows used in the recoverability test are less than the long-lived asset's carrying amount, we determine its fair value. If the fair value is determined to be less than its carrying amount, the long-lived asset is reduced to its estimated fair value and an impairment loss is recognized in an amount equal to such shortfall. When determining whether a long-lived asset has been impaired, management groups assets at the lowest level that has identifiable cash flows. F-19 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) No  material  provisions  for  impairments  of  long-lived  assets  were  recorded  during  Fiscal  2019  or  Fiscal  2018.  See  Note  5  for  further  information  on the  losses associated with the dispositions of Conemaugh and HVAC during Fiscal 2020. Debt Issuance Costs We  defer  and  amortize  debt  issuance  costs  and  debt  premiums  and  discounts  over  the  expected  lives  of  the  respective  debt  issues  considering  maturity  dates. Deferred debt issuance costs associated with long-term debt are reflected as a direct deduction from the carrying amount of such debt. Deferred debt issuance costs associated with revolving credit facilities reflected as short-term borrowings are classified as “Other assets” on our Consolidated Balance Sheets. Amortization of debt issuance costs is reported as interest expense. Unamortized costs associated with redemptions of debt prior to their stated maturity are generally recognized and recorded  in “Loss on extinguishments  of debt”  on the Consolidated  Statements  of Income.  As permitted  by regulatory  authorities,  gains or losses resulting from refinancings of UGI Utilities’ debt are deferred and amortized over the lives of the new issuances. Leases Effective  October  1,  2019,  the  Company  adopted  ASU  No.  2016-02,  "Leases,"  which,  as  amended,  is  included  in  ASC  842.  This  new  accounting  guidance supersedes previous lease accounting guidance in ASC 840 and requires entities that lease assets to recognize the assets and liabilities for the rights and obligations created by those leases on its balance sheet. The new guidance also requires additional disclosures about the amount, timing and uncertainty of cash flows from leases. We adopted this new guidance using the modified retrospective transition method. Amounts and disclosures related to periods prior to October 1, 2019 have not been restated and continue to be reported in accordance with ASC 840. We elected to apply the following practical expedients in accordance with the guidance upon adoption: • • • Short-term leases: We did not recognize short-term leases (term of 12 months or less) on the balance sheet; Easements: We did not re-evaluate existing land easements that were not previously accounted for as leases; and Other: We did not reassess the classification of expired or existing contracts or determine whether they are or contain a lease. We also did not reassess whether initial direct costs qualify for capitalization under ASC 842. Upon  adoption,  we  recorded  ROU  assets  and  lease  liabilities  of  $452  related  to  our  operating  leases.  Our  accounting  for  finance  leases  remained  substantially unchanged. There were no cumulative-effect adjustments made to retained earnings as of October 1, 2019. The adoption did not have a significant impact on our consolidated statements of income or cash flows. See Note 16 for additional disclosures regarding our leases. Refundable Tank and Cylinder Deposits Included in “Other noncurrent liabilities” on our Consolidated Balance Sheets are customer paid deposits on tanks and cylinders primarily owned by subsidiaries of UGI France of $300 and $280 at September 30, 2020 and 2019, respectively.  Deposits are refundable  to customers when the tanks or cylinders  are returned  in accordance with contract terms. Environmental Matters We  are  subject  to  environmental  laws  and  regulations  intended  to  mitigate  or  remove  the  effects  of  past  operations  and  improve  or  maintain  the  quality  of  the environment. These laws and regulations require the removal or remedy of the effect on the environment of the disposal or release of certain specified hazardous substances at current or former operating sites. Environmental reserves are accrued when assessments indicate that it is probable that a liability has been incurred and an amount can be reasonably estimated. Amounts  recorded  as  environmental  liabilities  on  the  Consolidated  Balance  Sheets  represent  our  best  estimate  of  costs  expected  to  be  incurred  or,  if  no  best estimate  can be made,  the minimum  liability  associated  with a range  of expected  environmental  investigation  and remediation  costs.  These estimates  are  based upon a number of factors including whether the Company will be responsible for such remediation, the scope and cost of the remediation work to be performed, the portion of costs that will be shared with other potentially responsible parties, the timing of the remediation and possible impact of changes in technology, and the regulations  and  requirements  of  local  governmental  authorities.  Our  estimated  liability  for  environmental  contamination  is  reduced  to  reflect  anticipated participation of other responsible parties but is not reduced for possible recovery from insurance carriers. Under GAAP, if the amount and timing of cash payments associated with environmental investigation and cleanup are reliably determinable, such liabilities are discounted to reflect the F-20 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) time value of money. We intend to pursue recovery of incurred costs through all appropriate means, including regulatory relief. UGI Utilities receives ratemaking recognition  of  environmental  investigation  and  remediation  costs  associated  with  in-state  environmental  sites.    This  ratemaking  recognition  balances  the accumulated difference between historical costs and rate recoveries with an estimate of future costs associated with the sites. For further information, see Note 17. Loss Contingencies Subject to Insurance We  are  subject  to  risk  of  loss  for  general,  automobile  and  product  liability,  and  workers’  compensation  claims  for  which  we  obtain  insurance  coverage  under insurance policies that are subject to self-insured retentions or deductibles. In accordance with GAAP, we record accruals when it is probable that a liability exists and the amount or range of amounts can be reasonably estimated. When no amount within a range of possible loss is a better estimate than any other amount within the range, liabilities recorded are based upon the low end of the range. For litigation and pending claims including those covered by insurance policies, the analysis of probable loss is performed on a case by case basis and includes an evaluation of the nature of the claim, the procedural status of the matter, the probability or likelihood of success in prosecuting or defending the claim, the information available with respect to the claim, the opinions and views of outside counsel and other advisors, and past experience in similar matters. With respect to unasserted claims arising from unreported incidents, we may use the work of specialists to estimate the ultimate losses to be incurred using actuarially determined loss development factors applied to actual claims data. Our estimated reserves for loss contingencies may  differ  materially  from  the  ultimate  liability  and  such  reserves  may  change  materially  as  more  information  becomes  available  and  estimated  reserves  are adjusted. We maintain insurance coverage such that our net exposure for claims covered by insurance would be limited to the self-insured retentions or deductibles, claims above which would be paid by the insurance carrier. For such claims, we record a receivable related to the amount of the liability expected to be paid by insurance. Employee Retirement Plans We use a market-related  value of plan assets and an expected long-term rate of return to determine the expected return on assets of our U.S. pension and other postretirement  plans.  The  market-related  value  of  plan  assets,  other  than  equity  investments,  is  based  upon  fair  values.  The  market-related  value  of  equity investments is calculated by rolling forward the prior-year’s market-related value with contributions, disbursements and the expected return on plan assets. One third of the difference between the expected and the actual value is then added to or subtracted from the expected value to determine the new market-related value (see Note 8). Equity-Based Compensation All of our equity-based compensation, principally comprising UGI stock options, grants of UGI stock-based equity instruments and, prior to the AmeriGas Merger, grants of AmeriGas Partners equity instruments (together with UGI stock-based equity instruments, “Units” or “Unit Awards”), are measured at fair value on the grant date, date of modification or end of the period, as applicable. Compensation expense is recognized on a straight-line basis over the requisite service period. Depending upon the settlement terms of the awards, all or a portion of the fair value of equity-based awards may be presented as a liability or as equity on our Consolidated  Balance  Sheets.  Equity-based  compensation  costs  associated  with  the  portion  of  Unit  Awards  classified  as  equity  are  measured  based  upon  their estimated fair value on the date of grant or modification. Equity-based compensation costs associated with all or a portion of Unit Awards classified as liabilities are measured based upon their estimated fair value at the grant date and remeasured as of the end of each period. We record deferred tax assets for awards that we expect will result in deductions on our income tax returns based on the amount of compensation cost recognized and the statutory tax rate in the jurisdiction in which we will receive a deduction. Differences between the deferred tax assets recognized for financial reporting purposes and the actual tax benefit received on the income tax return are recorded on the Consolidated Statements of Income. Excess tax benefits and tax deficiencies associated with employee share-based awards that vest or are exercised are recognized as income tax benefit or expense in the  reporting  period  in  which  they occur,  and  assumed  proceeds  under  the  treasury  stock method  used  for  computing  diluted  shares  outstanding  do not  include windfall tax benefits in the diluted shares calculation. We account for forfeitures of share-based payments when they occur. For additional information on our equity-based compensation plans and related disclosures, see Note 14. F-21 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Note 3 — Accounting Changes New Accounting Standards Adopted in Fiscal 2020 Derivatives and Hedging. Effective October 1, 2019, the Company adopted ASU No. 2017-12, “Targeted Improvements to Accounting for Hedging Activities.” This  ASU  amends  and  simplifies  existing  guidance  to  allow  companies  to  more  accurately  present  the  economic  effects  of  risk  management  activities  in  the financial  statements.  For  cash  flow  and  net  investment  hedges  as  of  the  adoption  date,  the  guidance  required  a  modified  retrospective  approach.  The  amended presentation and disclosure guidance was required prospectively. The adoption of the new guidance did not have a material impact on our consolidated financial statements. Leases. Effective  October  1,  2019,  the  Company  adopted  new  accounting  guidance  for  leases  in  accordance  with  ASC  842.  See  Notes  2  and  16  for  a  detailed description of the impact of the new guidance and related disclosures. Reference Rate Reform. In  March  2020,  the  FASB  issued  ASU  2020-04,  “Reference  Rate  Reform  (Topic  848):  Facilitation  of  the  Effects  of  Reference  Rate Reform  on  Financial  Reporting.”  This  ASU  provides  entities  with  temporary  optional  guidance  to  ease  potential  accounting  burdens  to  transition  away  from LIBOR  or  other  reference  rates  that  are  expected  to  be  discontinued  and  replaced  with  alternative  reference  rates.  This  ASU  applies  to  all  entities  that  have contracts,  hedging  relationships  and  other  transactions  affected  by  reference  rate  reform.  The  provisions  in  this  ASU,  among  other  things,  simplify  contract modification accounting and allow hedging relationships affected by reference rate reform to continue. ASU 2020-04 is effective upon issuance and entities are able to apply the amendments prospectively through December 31, 2022. During the third quarter of Fiscal 2020, the Company elected certain optional expedients related to all outstanding cash flow hedging relationships and such elections did not have a material impact on our consolidated financial statements. New Accounting Standard Adopted Effective October 1, 2020 Credit Losses. In June 2016, the FASB issued ASU 2016-13, “Measurement of Credit Losses on Financial Instruments.” This ASU, as subsequently amended, requires  entities  to  estimate  lifetime  expected  credit  losses  for  financial  instruments  not  measured  at  fair  value  through  net  income,  including  trade  and  other receivables, net investments in leases, financial receivables, debt securities, and other financial instruments. Further, the new current expected credit loss model affects how entities estimate their allowance for losses related to receivables that are current with respect to their payment terms. Effective October 1, 2020, the Company adopted this ASU, as updated, using a modified retrospective transition approach. The adoption of the new guidance did not have a material impact on our consolidated financial statements. Accounting Standard Not Yet Adopted Income Taxes. In  December  2019,  the  FASB  issued  ASU  2019-12,  “Income  Taxes  (Topic  740):  Simplifying  the  Accounting  for  Income  Taxes.”  This  ASU simplifies  the  accounting  for  income  taxes  by  eliminating  certain  exceptions  within  the  existing  guidance  for  recognizing  deferred  taxes  for  equity  method investments, performing intraperiod allocations  and calculating income taxes in interim periods. Further, this ASU clarifies  existing guidance related to, among other things, recognizing deferred taxes for goodwill and allocated taxes to members of a consolidated group. This new guidance is effective for the Company for interim and annual periods beginning October 1, 2021 (Fiscal 2022). Early adoption is permitted. The Company is in the process of assessing the impact on our consolidated financial statements from the adoption of the new guidance and determining the period in which the new guidance will be adopted. Note 4 — Revenue from Contracts with Customers The Company recognizes revenue when control of promised goods or services is transferred to customers in an amount that reflects the consideration to which we expect to be entitled in exchange for those goods or services. The Company generally has the right to consideration from a customer in an amount that corresponds directly with the value to the customer for performance completed to date. As such, we have elected to recognize revenue in the amount to which we have a right to invoice except in the case of certain of UGI Utilities’ large delivery service customers and Midstream & Marketing’s peaking contracts for which we recognize revenue on a straight-line basis over the term of the contract, consistent with when the performance obligations are satisfied by the Company. F-22 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) We do not have a significant financing component in our contracts because we receive payment shortly before, at, or shortly after the transfer of control of the good or service. Because the period between the time the performance obligation is satisfied and payment is received is generally one year or less, the Company has elected to apply the significant financing component practical expedient and no amount of consideration has been allocated as a financing component. The Company’s revenues from contracts with customers are discussed below. Utility Revenues UGI  Utilities  supplies  natural  gas  and  electricity  and  provides  distribution  services  of  natural  gas  and  electricity  to  residential,  commercial,  and  industrial customers who are generally billed at standard regulated tariff rates approved by the PAPUC through the ratemaking process. Tariff rates include a component that provides  for  a  reasonable  opportunity  to  recover  operating  costs  and  expenses  and  to  earn  a  return  on  net  investment,  and  a  component  that  provides  for  the recovery, subject to reasonableness reviews, of PGC and DS costs. Customers  may choose to purchase  their natural  gas and electricity  from  Gas Utility  or Electric  Utility,  or, alternatively,  may contract  separately  with alternate suppliers.  Accordingly,  our  contracts  with  customers  comprise  two  promised  goods  or  services:  (1)  delivery  service  of  natural  gas  and  electricity  through  the Company’s  utility  distribution  systems  and  (2)  the  natural  gas  or  electricity  commodity  itself  for  those  customers  who  choose  to  purchase  the  natural  gas  or electricity directly from the Company. Revenue is not recorded for the sale of natural gas or electricity to customers who have contracted separately with alternate suppliers. For those customers who choose to purchase their natural gas or electricity from the Company, the performance obligation includes both the supply of the commodity and the delivery service. The  terms  of  our  core  market  customer  contracts  are  generally  considered  day-to-day  as  customers  can  discontinue  service  at  any  time  without  penalty. Performance obligations are generally satisfied over time as the natural gas or electricity is delivered to customers, at which point the customers simultaneously receive and consume the benefits provided by the delivery service and, when applicable, the commodity. Amounts are billed to customers based upon the reading of a customer’s meter, which occurs on a cycle basis throughout each reporting period. An unbilled amount is recorded at the end of each reporting period based upon  estimated  amounts  of  natural  gas  or  electricity  delivered  to  customers  since  the  date  of  the  last  meter  reading.  These  unbilled  estimates  consider  various factors such as historical customer usage patterns, customer rates and weather. UGI Utilities has certain fixed-term contracts with large commercial and industrial customers to provide natural gas delivery services at contracted rates and at volumes generally based on the customer’s needs. The performance obligation to provide the contracted delivery service for these large commercial and industrial customers is satisfied over time and revenue is generally recognized on a straight-line basis. UGI Utilities makes off-system sales whereby natural gas delivered to our system in excess of amounts needed to fulfill our distribution system needs is sold to other customers, primarily other distributors of natural gas, based on an agreed-upon price and volume between the Company and the counterparty. Gas Utility also sells excess capacity whereby interstate pipeline capacity in excess of amounts needed to meet our customer obligations is sold to other distributors of natural gas based upon an agreed-upon rate. Off-system sales and capacity releases are generally entered into one month at a time and comprise the sale of a specific volume of gas or pipeline capacity at a specific delivery point or points over a specific time. As such, performance obligations associated with off-system sales and capacity release customers are satisfied, and associated revenue is recorded, when the agreed upon volume of natural gas is delivered or capacity is provided, and title is transferred, in accordance with the contract terms. Electric  Utility  provides  transmission  services  to  PJM by  allowing  PJM to  access  Electric  Utility’s  electricity  transmission  facilities.  In  exchange  for  providing access, PJM pays Electric Utility consideration determined by a formula-based rate approved by FERC. The formula-based rate, which is updated annually, allows recovery  of  costs  incurred  to  provide  transmission  services  and  return  on  transmission-related  net  investment.  We  recognize  revenue  over  time  as  we  provide transmission service. Other Utility revenues represent revenues from other ancillary services provided to customers and are generally recorded as the service is provided to customers. F-23 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Non-Utility Revenues LPG.  AmeriGas  Propane  and  UGI  International  record  revenue  principally  from  the  sale  of  LPG  to  retail  and  wholesale  customers.  The  primary  performance obligation associated with the sale of LPG is the delivery of propane to (1) the customer’s point of delivery for retail customers and (2) the customer’s specified location  where  LPG  is  picked  up  by  wholesale  customers,  at  which  point  control  of  the  propane  is  transferred  to  the  customer,  the  performance  obligation  is satisfied, and the associated revenue is recognized. For contracts with retail customers that consume LPG from a metered tank, we recognize revenue as LPG is consumed, at which point we have the right to invoice, and generally invoice monthly based on consumption. Contracts with customers comprise different types of contracts with varying length terms, fixed or variable prices, and fixed or variable quantities. Contracts with our residential customers, which comprise a substantial number of our customer contracts, are generally one year or less. Customer contracts for the sale of LPG include fixed-price, fixed-quantity contracts under which LPG is provided to customers at a fixed price and a fixed volume, and contracts that provide for the sale of propane at market prices at date of delivery with no fixed volumes. AmeriGas Propane offers contracts that permit customers to lock in a fixed price for their volumes for a fee and also provide customers with the option to pre-buy a fixed amount of propane at a fixed price. Amounts received under pre-buy arrangements are recorded as a contract liability when received and recorded as revenue when LPG is delivered and control is transferred to the customer. Fees associated with fixed-price contracts are recorded as contract liabilities and recorded ratably over the contract period. AmeriGas Propane and UGI International also distribute LPG to customers in portable cylinders. Under certain contracts, filled cylinders are delivered, and control is transferred, to a reseller. In such instances, the reseller is our customer and we record revenue upon delivery to the reseller. Under other contracts, filled cylinders are delivered to a reseller, but the Company retains control of the cylinders. In such instances, we record revenue at the time the reseller transfers control of the cylinder to the end user. Certain  retail  LPG customers  for  AmeriGas Propane receive  credits  which we account  for as variable  consideration.  We estimate  these  credits  based upon past practices and historical customer experience and we reduce our revenues recognized for these credits. Energy Marketing. Midstream & Marketing and UGI International operate energy marketing businesses that sell energy commodities, principally natural gas and electricity, to residential, commercial, industrial and wholesale customers. In addition, UGI International provides system balancing and procurement services to other energy marketers in the Netherlands. Midstream & Marketing and UGI International market natural gas and electricity on full-requirements or agreed-upon volume bases under contracts with varying length terms and at fixed or floating prices that are based on market indices adjusted for differences in price between the market location and delivery locations. Performance  obligations  associated  with  these  contracts  primarily  comprise  the  delivery  of  the  natural  gas  and  electricity  over  a  contractual  period  of  time. Performance obligations also include other energy-related ancillary services provided to customers such as capacity. For performance obligations that are satisfied at a point in time such as the delivery of natural gas, revenue is recorded when customers take control of the natural gas. Revenue is recorded for performance obligations that qualify as a series, when customers consume the natural gas or electricity is delivered, which corresponds to the amount invoiced to the customer. For transactions where the price or volume is not fixed, the transaction price is not determined until delivery occurs. The billed amount, and the revenue recorded, is based upon consumption by the customer. In addition to providing natural gas and electricity to end-user customers, our energy marketing business in the Netherlands has contracts with third-party natural gas  and  electricity  marketers  to  provide  BRP  services  in  the  electricity  and  natural  gas  markets  in  the  Netherlands.  These  contracts  are  typically  multi-year agreements  and  include  full  BRP  services  that  include,  among  other  things,  estimating,  procuring  and  scheduling  all  energy  requirements  to  meet  third-party marketers’ needs, or provide more limited system procurement and balancing services. The amount of revenue recognized from our BRP customers is based upon the amount of energy delivered with respect to these agreements, and the level of BRP services provided. We typically receive payments from our BRP customers one month in advance of our performing the related services. Amounts received in advance are deferred on the balance sheet as contract liabilities. Based upon an evaluation of the terms and conditions of the BRP contracts and our ability to control the goods or services provided to the third-party marketers, in addition to other factors, we are considered a principal in these contracts and are required to record the revenue associated with the sale of energy to the third-party energy marketers on a gross basis. We record the associated revenue ratably over time, typically monthly, as the performance obligations are satisfied. F-24 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Midstream. Midstream & Marketing provides natural gas pipeline transportation, natural gas gathering, natural gas processing and natural gas underground storage services,  which  generally  contain  a  performance  obligation  for  the  Company  to  have  availability  to  transport  or  store  a  product.  Additionally,  the  Company provides stand-ready services to sell supplemental energy products and related services, primarily LNG and propane-air mixtures during periods of high demand that  typically  result  from  cold  weather.  The  Company  also  sells  LNG  to  end-user  customers  for  use  by  trucks,  drilling  rigs  and  other  motored  vehicles  and equipment, and facilities that are located off the natural gas grid. Contracts  for  natural  gas  transportation  and  gathering  services  are  typically  long-term  contracts  with  terms  of  up  to  30  years,  while  contracts  for  storage  are typically for one-year or multiple storage season periods. Contracts to provide natural gas during periods of high demand have terms of up to 15 years. Contracts to sell LNG for trucks, drilling rigs and other motor vehicles and facilities are typically short-term (less than one year). Depending on the type of services provided or goods sold, midstream revenues may consist of demand rates, commodity rates, and transportation rates and may include other fees for ancillary services. Pipeline transportation,  natural  gas  gathering  and  storage  services  provided  and  services  to  stand  ready  to  sell  supplemental  energy  products  and  services  each  are considered to have a single performance obligation satisfied through the passage of time ratably based upon providing a stand-ready service generally on a monthly basis. Contracts to sell LNG to end-user customers contain performance obligations to deliver LNG over the term of the contract and revenue is recognized at a point in time when the control of the energy products is transferred to the customer. The price in the contract corresponds to our efforts to satisfy the performance obligation  and  reflects  the  consideration  we  expect  to  receive  for  the  satisfied  performance  obligation,  and,  therefore,  the  revenue  is  recognized  based  on  the volume delivered and the price within the contract. In cases where shipping and handling occurs prior to the LNG being delivered to the customer’s storage vessel, we  have  elected  to  treat  this  as  a  cost  of  fulfillment  and  not  a  separate  performance  obligation.  Revenues  are  typically  billed  and  payment  received  monthly. Advance fees received from customers for stand-ready services are deferred as contract liabilities and revenue is recognized ratably over time as the performance obligation is satisfied over a period less than one year. Electricity Generation. Midstream & Marketing sells power generated from electricity generation assets in the wholesale electricity markets administered by PJM regional transmission organization. Power contracts with PJM consist of the sale of power, capacity and ancillary services, all of which are considered a bundle of various  services.  Performance  obligations  are  satisfied  over  time,  generally  on  a  daily  basis,  as  electricity  is  delivered  to  and  simultaneously  consumed  by  the customer. As such, the Company has elected to recognize revenue in the amount to which we have a right to invoice which is based on market prices at the time of the delivery of the electricity to the customers. Other. Other revenues from contracts with customers are generated primarily from services and products provided by Midstream & Marketing’s HVAC business, prior  to  its  sale  in  September  2020,  and  AmeriGas  Propane’s  parts  and  services  business.  The  performance  obligations  of  these  businesses  include  installation, repair and warranty agreements associated with HVAC equipment and installation services provided for combined heat and power and solar panel installations. For installation and repair goods and services, the performance obligations under these contracts are satisfied, and revenue is recognized, as control of the product is transferred  or  the  services  are  rendered.  For  warranty  services,  revenue  is  recorded  ratably  over  the  warranty  period.  Other  LPG  revenues  from  contracts  with customers are generated primarily from certain fees AmeriGas Partners and UGI International charge associated with the delivery of LPG, including hazmat safety compliance, inspection, metering, installation, fuel recovery and certain other services. Revenues from fees are typically recorded when the LPG is delivered to the customer or the associated service is completed. Contract Balances The timing of revenue recognition may differ from the timing of invoicing to customers or cash receipts. Contract assets represent our right to consideration after the performance obligations have been satisfied when such right is conditioned on something other than the passage of time. Contract assets were not material at September 30, 2020 and 2019. Substantially all of our receivables are unconditional rights to consideration and are included in “Accounts receivable” and, in the case of UGI Utilities, “Accrued utility revenues” on the Consolidated Balance Sheets. Amounts billed are generally due within the following month. Contract  liabilities  arise  when  payment  from  a  customer  is  received  before  the  performance  obligations  have  been  satisfied  and  represent  the  Company’s obligations  to  transfer  goods  or  services  to  a  customer  for  which  we  have  received  consideration.  The  balances  of  contract  liabilities  were  $115  and  $114  at September  30,  2020  and  2019,  respectively,  and  are  primarily  included  in  “Deposits  and  Advances”  on  the  Consolidated  Balance  Sheets.  Revenue  recognized during Fiscal 2020 and Fiscal 2019 from the amount included in contract liabilities at September 30, 2019 and October 1, 2018 was $89 and $91, respectively. F-25 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Revenue Disaggregation The following table presents our disaggregated revenues by reportable segment during Fiscal 2020 and Fiscal 2019: 2020 Revenues from contracts with customers: Utility: Core Market: Residential Commercial & Industrial Large delivery service Off-system sales and capacity releases Other Total Utility Non-Utility: LPG: Retail Wholesale Energy Marketing Midstream: Pipeline Peaking Other Electricity Generation Other Total Non-Utility Total revenues from contracts with customers Other revenues (b) Total revenues  Total  Eliminations  (a)  AmeriGas Propane  UGI International  Midstream & Marketing  UGI Utilities  Corporate & Other $ $ 563  215  142  48  14  982  3,499  211  1,233  168  6  7  34  312  5,470  6,452  107  6,559  $ $ —  —  —  (45) (2) (47) —  —  (79) —  (100) —  —  (3) (182) (229) (3) (232) $ $ F-26 —  —  —  —  —  —  2,037  63  —  —  —  —  —  215  2,315  2,315  66  2,381  $ $ —  —  —  —  —  —  1,462  148  434  —  —  —  —  60  2,104  2,104  23  2,127  $ $ —  —  —  —  —  —  —  —  878  168  106  7  34  40  1,233  1,233  14  1,247  $ $ 563  215  142  93  16  1,029  —  —  —  —  —  —  —  —  —  1,029  1  1,030  $ $ —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  6  6  Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) 2019 Revenues from contracts with customers: Utility: Core Market: Residential Commercial & Industrial Large delivery service Off-system sales and capacity releases Other (c) Total Utility Non-Utility: LPG: Retail Wholesale Energy Marketing Midstream: Pipeline Peaking Other Electricity Generation Other Total Non-Utility Total revenues from contracts with customers Other revenues (b) Total revenues  Total  Eliminations  (a)  AmeriGas Propane  UGI International  Midstream & Marketing  UGI Utilities  Corporate & Other $ $ 553  226  138  46  15  978  4,008  233  1,521  95  17  2  43  314  6,233  7,211  109  7,320  $ $ —  —  —  (65) (3) (68) —  —  (134) —  (97) —  —  (3) (234) (302) (4) (306) $ $ —  —  —  —  —  —  2,341  64  —  —  —  —  —  213  2,618  2,618  64  2,682  $ $ —  —  —  —  —  —  1,667  169  448  —  —  —  —  55  2,339  2,339  33  2,372  $ $ —  —  —  —  —  —  —  —  1,207  95  114  2  43  49  1,510  1,510  6  1,516  $ $ 553  226  138  111  18  1,046  —  —  —  —  —  —  —  —  —  1,046  3  1,049  $ $ —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  7  7  Includes intersegment revenues principally among Midstream & Marketing, UGI Utilities and AmeriGas Propane. (a) (b) Primarily  represents  revenues  from  tank  rentals  at  AmeriGas  Propane  and  UGI  International,  revenues  from  certain  gathering  assets  at  Midstream  & Marketing, and gains and losses on commodity derivative instruments not associated with current-period transactions reflected in Corporate & Other, none of which are within the scope of ASC 606 and are accounted for in accordance with other GAAP. (c) UGI Utilities includes an unallocated negative surcharge revenue reduction of $(6) during Fiscal 2019 as a result of a PAPUC Order issued May 17, 2018, related to the TCJA (see Note 9). Remaining Performance Obligations The Company excludes disclosures related to the aggregate amount of the transaction price allocated to certain performance obligations that are unsatisfied as of the end of the reporting period because these contracts have an initial expected term of one year or less, or we have a right to bill the customer in an amount that corresponds directly with the value of services provided to the customer to date. Certain contracts with customers at Midstream & Marketing and UGI Utilities contain minimum future performance obligations through 2047 and 2053, respectively. At September 30, 2020, Midstream & Marketing and UGI Utilities expect to record approximately $1.9 billion and $0.2 billion of revenues, respectively, related to the minimum future performance obligations over the remaining terms of the related contracts. F-27 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Note 5 — AmeriGas Merger, Acquisitions and Dispositions AmeriGas Merger On August 21, 2019, the AmeriGas Merger was completed in accordance with the terms of the Merger Agreement entered into on April 1, 2019. Under the terms of the Merger Agreement, the Partnership was merged with and into Merger Sub, with the Partnership surviving as an indirect wholly owned subsidiary of UGI. Each outstanding Common Unit other than the Common Units owned by UGI was automatically converted at the effective time of the AmeriGas Merger into the right to receive, at the election of each holder of such Common Units, one of the following forms of merger consideration (subject to proration designed to ensure the number of shares of UGI Common Stock issued would equal approximately 34.6 million): (i) (ii) (iii) 0.6378 shares of UGI Common Stock (the “Share Multiplier”); $7.63 in cash, without interest, and 0.500 shares of UGI Common Stock; or $35.325 in cash, without interest. Pursuant to the terms of the Merger Agreement, effective on August 21, 2019, we issued 34,612,847 shares of UGI Common Stock and paid $529 in cash to the holders of Common Units other than UGI, for a total implied consideration of $2,228. In addition, the incentive distribution rights in the Partnership previously owned by the General Partner were canceled. After-tax transaction costs directly attributable to the transaction that were incurred by UGI totaling $8 were recorded as a reduction to UGI stockholders’ equity. Transaction costs incurred by the Partnership totaling $6 are reflected in “Operating and administrative expenses” on the 2019 Consolidated Statement of Income. The tax effects of the AmeriGas Merger resulting from the step-up in tax bases of the underlying assets resulted in the recording of a deferred tax asset in the amount of $512. This deferred tax asset is included in “Deferred income taxes” on the September 30, 2019 Consolidated Balance Sheet. Effective upon completion of the AmeriGas Merger, Common Units are no longer publicly traded. Also pursuant to the Merger Agreement, Partnership equity- based  awards  were  canceled  and  replaced  with  cash-settled  restricted  stock  units  relating  to  UGI  Common  Stock  using  the  Share  Multiplier  ratio.  For  further information on the effects of the AmeriGas Merger on equity-based awards, see Note 14. The  AmeriGas  Merger  was  accounted  for  in  accordance  with  ASC  810,  Consolidation - Overall - Changes in a Parent’s Ownership Interest in a Subsidiary. Because UGI controlled AmeriGas Partners before and after the merger, the changes in UGI’s ownership interest in the Partnership resulting from the merger were accounted  for  as  an  equity  transaction.  Accordingly,  no  gain  or  loss  was  recognized  in  UGI’s  consolidated  income  statement  and  the  carrying  amounts  of  the Partnership’s  assets  and  liabilities  were  not  adjusted.  The  tax  effects  of  the  AmeriGas  Merger  were  reported  as  adjustments  to  deferred  income  taxes  and  UGI stockholders’ equity. For additional information on the tax effects of the AmeriGas Merger, see Note 7. CMG Acquisition On August 1, 2019, UGI through its wholly owned indirect subsidiary, Energy Services, completed the CMG Acquisition in which Energy Services acquired all of the equity interests in CMG and CMG’s approximately 47% interest in Pennant, for total cash consideration of $1,284. The CMG Acquisition was consummated pursuant to the CMG Acquisition Agreements. CMG and Pennant provide natural gas gathering and processing services through five discrete systems located in western Pennsylvania, eastern Ohio and the panhandle of West Virginia. The CMG Acquisition is consistent with our growth strategies, including expanding our midstream natural gas gathering and processing assets within the Marcellus and Utica Shale production regions. The CMG Acquisition was funded with cash from borrowings under the Energy Services Term Loan and the UGI Corporation Senior Credit Facility and cash on hand. We refer to CMG and its equity interest in Pennant as “UGI Appalachia.” F-28 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) The Company has accounted for the CMG Acquisition using the acquisition method. The components of the final CMG purchase price allocations are as follows: Assets acquired: Accounts receivable Prepaid expenses and other current assets Property, plant and equipment Investment in Pennant Intangible assets (a) Total assets acquired Liabilities assumed: Accounts payable Total liabilities assumed Goodwill Net consideration transferred (including working capital adjustments) (a) Represents customer relationships having an average amortization period of 35 years. $ $ $ $ 10  1  614  88  250  963  3  3  324  1,284  We allocated the purchase price of the acquisition to identifiable intangible assets and property, plant and equipment based on estimated fair values as follows: • • Customer relationships were valued using a multi-period, excess earnings method. Key assumptions used in this method include discount rates, growth rates and cash flow projections. These assumptions are most sensitive and susceptible to change as they require significant management judgment; and Property, plant and equipment were valued based on estimated fair values primarily using depreciated replacement cost and market value methods. The  excess  of  the  purchase  price  for  the  CMG  Acquisition  over  the  fair  values  of  the  assets  acquired  and  liabilities  assumed  has  been  reflected  as  goodwill, assigned  to  the  Midstream  &  Marketing  reportable  segment,  and  results  principally  from  anticipated  future  capital  investment  opportunities  and  value  creation resulting  from  new  natural  gas  processing  assets  in  the  Marcellus  and  Utica  Shale  production  regions.  The  goodwill  recognized  from  the  CMG  Acquisition  is deductible for income tax purposes. The Company recognized $15 of direct transaction-related costs associated with the CMG Acquisition during Fiscal 2019, which costs are reflected in “Operating and administrative expenses” on the 2019 Consolidated Statement of Income. The CMG Acquisition did not have a material impact on the Company’s revenues or net income attributable to UGI for Fiscal 2019. In addition, the impact of the CMG Acquisition on a pro forma basis as if the CMG Acquisition had occurred on October 1, 2017 was not material to the Company’s revenues or net income for Fiscal 2019 and Fiscal 2018. Other Acquisitions As  previously  mentioned,  in  July  2020,  Energy  Services  acquired  GHI,  a  Houston,  Texas-based  renewable  natural  gas  company  currently  doing  business  in California.  During  Fiscal  2019,  UGI  International  acquired  several  retail  LPG  distribution  businesses,  and  Midstream  &  Marketing  acquired  a  natural  gas marketing business. During Fiscal 2018, UGI International acquired UniverGas, an LPG distribution business with operations in northern and central regions of Italy, and AmeriGas Propane acquired two retail propane distribution businesses. F-29 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Total cash paid and liabilities incurred in connection with these acquisitions were as follows: Total cash paid Liabilities incurred Total purchase price Acquisitions of Assets 2020 Midstream & Marketing $ $ 16  7  23  2019 2018 UGI International 49  $ —  49  $ $ $ Midstream & Marketing AmeriGas Propane 15  —  15  $ $ UGI International 122  $ —  122  $ 10  3  13  During  Fiscal  2019,  Midstream  &  Marketing  acquired  21  miles  of  natural  gas  gathering  lines  and  related  dehydration  and  compression  equipment  located  in northern Pennsylvania for cash consideration of $20. During Fiscal 2018, Midstream & Marketing acquired (1) 60 miles of natural gas gathering lines and related dehydration and compression equipment, and a smaller natural gas gathering system, both located in northern Pennsylvania and (2) a 44-megawatt, natural gas- fired peaking turbine located on its Hunlock Station site in northeast Pennsylvania, for total cash consideration of $70. Disposals of Conemaugh and HVAC Conemaugh. In July 2020, Energy Services, through a wholly owned subsidiary, entered into an agreement to sell its approximate 5.97% ownership interest in Conemaugh. As a result, the Company reduced the carrying amount of these assets to their fair values during the third quarter of Fiscal 2020. The fair value of such assets was based upon the agreed upon sales price, and was determined to be a Level 2 measurement within the fair value hierarchy. During the third quarter of Fiscal 2020, we recognized a non-cash, pre-tax impairment charge of $52 which amount is reflected in “Loss on disposals of Conemaugh and HVAC” on the 2020 Consolidated Statement of Income. The sale was completed on September 30, 2020. HVAC. In  September  2020,  Enterprises  entered  into  an  agreement  to  sell  the  HVAC  business.  As  a  result,  the  Company  reduced  the  carrying  amount  of  these assets to their fair values during the fourth quarter of Fiscal 2020. The fair value of such assets was based upon the agreed upon sales price, and was determined to be a Level 2 measurement within the fair value hierarchy. During the fourth quarter of Fiscal 2020, we recognized a non-cash, pre-tax loss on disposal of $2 which amount is reflected in “Loss on disposals of Conemaugh and HVAC” on the 2020 Consolidated Statement of Income. The sale was completed on September 30, 2020. Note 6 — Debt Significant Financing Activities during Fiscal 2020 Energy Services. On March 6, 2020, Energy Services entered into the Energy Services 2020 Credit Agreement, as borrower, with a group of lenders. The Energy Services 2020 Credit Agreement amends and restates the Energy Services Credit Agreement. The Energy Services 2020 Credit Agreement provides for borrowings up to $260, including a $50 sublimit for letters of credit. Energy Services may request an increase in the amount of loan commitments under the Energy Services 2020  Credit  Agreement  to  a  maximum  aggregate  amount  of  $325,  subject  to  certain  terms  and  conditions.  Borrowings  under  the  Energy  Services  2020  Credit Agreement  can  be  used  to  fund  acquisitions  and  investments  and  for  general  corporate  purposes.  The  Energy  Services  2020  Credit  Agreement  is  scheduled  to expire in March 2025. Borrowings under the Energy Services 2020 Credit Agreement bear interest at either (i) the Alternate Base Rate plus a margin or (ii) the Adjusted LIBOR plus a margin. The Alternate Base Rate, as defined, is the highest of (a) the prime rate, (b) the federal funds rate plus 0.50%, and (c) the Adjusted LIBOR for a one-month interest period plus 1% but in no event shall the Alternative Base Rate be less than 1%. The margins on borrowings ranges from 0.75% to 2.75% and are dependent upon Energy Services’ ratio of Consolidated Total Indebtedness to Consolidated EBITDA, as defined. The initial margin on the Alternate Base Rate and Adjusted LIBOR  on  borrowings  under  the  Energy  Services  2020  Credit  Agreement  were  1.50%  and  2.50%,  respectively.  The  Energy  Services  2020  Credit  Agreement includes customary provisions with respect to the replacement of LIBOR. F-30 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) UGI Utilities. On April 16, 2020, UGI Utilities issued in a private placement $150 of UGI Utilities 3.12% Senior Notes due April 16, 2050 pursuant to a Note Purchase  Agreement  dated  March  19,  2020,  between  UGI  Utilities  and  certain  note  purchasers.  The  UGI  Utilities  3.12%  Senior  Notes  are  unsecured  and  rank equally with UGI Utilities’ existing outstanding senior debt. The net proceeds from the issuance of the UGI Utilities 3.12% Senior Notes were used to reduce short- term borrowings and for general corporate purposes. Credit Facilities and Short-term Borrowings Information about the Company’s principal credit agreements (excluding the Energy Services Receivables Facility, which is discussed below) as of September 30, 2020 and 2019, is presented in the following table. Borrowings on these credit agreements bear interest at rates indexed to short-term market rates. Borrowings outstanding under these agreements (other than the UGI Corporation Senior Credit Facility) are classified as “Short-term borrowings” on the Consolidated Balance Sheets. September 30, 2020 AmeriGas OLP (a) UGI International, LLC (b) Energy Services (c) UGI Utilities (d) UGI Corporation (e) September 30, 2019 AmeriGas OLP (a) UGI International, LLC (b) Energy Services (c) UGI Utilities (d) UGI Corporation (e) Expiration Date Total Capacity December 2022 October 2023 March 2025 June 2024 August 2024 December 2022 October 2023 March 2021 June 2024 August 2024 $ € $ $ $ $ € $ $ $ 600  300  260  350  300  600  300  200  350  300  $ € $ $ $ $ € $ $ $ Borrowings Outstanding Letters of Credit and Guarantees Outstanding Available Borrowing Capacity Weighted Average Interest Rate - End of Year 186  —  —  141  300  328  193  45  166  300  $ € $ $ $ $ € $ $ $ 62  —  —  —  —  63  —  —  —  —  $ € $ $ $ $ € $ $ $ 352  300  260  209  —  209  107  155  184  —  2.61  % N.A. N.A. 1.12  % 2.41  % 4.50  % 3.64  % 6.25  % 3.00  % 4.55  % (a) The AmeriGas OLP Credit Agreement includes a $150 sublimit for letters of credit (b) The  UGI  International  Credit  Facilities  Agreement  permits  UGI  International,  LLC  to  borrow  in  euros  or  dollars.  UGI  International  repaid  all  borrowings outstanding on this facility in September 2020. At September 30, 2019, the amount outstanding consisted of USD-denominated borrowings of $210. (c) The Energy Services 2020 Credit Agreement includes a $50 sublimit for letters of credit and is guaranteed by certain subsidiaries of Energy Services. This credit agreement is collateralized by substantially all of the assets of Energy Services, subject to certain exceptions and carveouts including, but not limited to, accounts receivables and certain real property. (d) UGI Utilities Credit Agreement includes a $100 sublimit for letters of credit. (e) At September 30, 2020 and 2019, management intended to maintain a substantial portion of amounts outstanding under the UGI Corporation Senior Credit Facility  beyond  twelve  months  from  the  respective  balance  sheet  dates.  As  such,  borrowings  outstanding  are  classified  as  “Long-term  debt”  on  the Consolidated Balance Sheets. In October 2020, the Company repaid $30 of such borrowings and classified these repayments as “Current maturities of long- term debt” on the 2020 Consolidated Balance Sheet. The UGI Corporation Senior Credit Facility includes a $10 sublimit for letters of credit. Energy Services Receivables Facility. Energy Services has a Receivables Facility with an issuer of receivables-backed commercial paper currently scheduled to expire in October 2021. The Receivables Facility, as amended, provides Energy Services with the ability to borrow up to $150 of eligible receivables during the period November to April, and up to $75 of eligible receivables during the period May to October. Energy Services uses the Receivables Facility to fund working capital, margin calls under commodity futures contracts, capital expenditures, dividends and for general corporate purposes. Under the Receivables  Facility,  Energy Services  transfers,  on an ongoing basis and without recourse,  its trade  accounts receivable  to its wholly owned, special purpose subsidiary, ESFC, which is consolidated for financial statement purposes. ESFC, in turn, has sold and, subject to certain conditions, may from time to time sell, an undivided interest in some or all of the receivables to a major bank. Amounts sold to the bank are reflected as “Short-term borrowings” on the Consolidated Balance F-31 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Sheets. ESFC was created and has been structured to isolate its assets from creditors of Energy Services and its affiliates, including UGI. Trade receivables sold to the bank remain on the Company’s balance sheet and the Company reflects a liability equal to the amount advanced by the bank. The Company records interest expense on amounts owed to the bank. Energy Services continues to service, administer and collect trade receivables on behalf of the bank, as applicable. Information regarding the amounts of trade receivables transferred to ESFC and the amounts sold to the bank are as follows: Trade receivables transferred to ESFC during the year ESFC trade receivables sold to the bank during the year ESFC trade receivables - end of year (a) 2020 2019 2018 $ $ $ 1,046  $ 182  $ 50  $ 1,373  $ 179  $ 55  $ 1,280  193  65  (a) At September 30, 2020 and 2019, the amounts of ESFC trade receivables sold to the bank were $19 and $46, respectively, and are reflected as “Short-term borrowings” on the Consolidated Balance Sheets. F-32 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Long-term Debt Long-term debt comprises the following at September 30: AmeriGas Propane: AmeriGas Partners Senior Notes:    5.50% due May 2025    5.875% due August 2026    5.625% due May 2024    5.75% due May 2027 Other (a) Unamortized debt issuance costs Total AmeriGas Propane UGI International: 3.25% Senior Notes due November 2025 UGI International, LLC variable-rate term loan due October 2023 (b) Other Unamortized debt issuance costs Total UGI International Midstream & Marketing: Energy Services variable-rate term loan due through August 2026 (c) Other (d) Unamortized discount and debt issuance costs Total Energy Services UGI Utilities: Senior Notes: 4.12%, due September 2046 4.98%, due March 2044 3.12% due April 2050 4.55%, due February 2049 4.12%, due October 2046 6.21%, due September 2036 2.95%, due June 2026 Medium-Term Notes: 6.13%, due October 2034 6.50%, due August 2033 Variable-rate term loan due through October 2022 (e) Other Unamortized debt issuance costs Total UGI Utilities UGI Corporation: UGI Corporation revolving credit facility maturing August 2024 (f) UGI Corporation variable-rate term loan due August 2022 (g) UGI Corporation variable-rate term loan due through August 2024 (h) Unamortized debt issuance costs Total UGI Corporation Other Total long-term debt Less: current maturities Total long-term debt due after one year 2020 2019 700  $ 675  675  525  5  (20) 2,560  410  352  23  (7) 778  691  41  (12) 720  200  175  150  150  100  100  100  20  20  108  3  (5) 1,121  300  300  250  (3) 847  8  6,034  (53) 5,981  $ 700  675  675  525  14  (24) 2,565  382  327  18  (8) 719  698  1  (12) 687  200  175  —  150  100  100  100  20  20  114  5  (5) 979  300  300  250  (4) 846  8  5,804  (24) 5,780  $ $ (a) At  September  30,  2019,  such  amount  includes  Heritage  Operating,  L.P.  Senior  Secured  Notes.  The  effective  interest  rate  on  the  Heritage  Operating,  L.P. Senior Secured Notes was 6.75%. These notes were collateralized by AmeriGas OLP’s receivables, contracts, equipment, inventory, general intangibles and cash. (b) The effective interest rate on the term loan was 2.04% at both September 30, 2020 and 2019. We have entered into pay fixed, receive variable interest rate swaps to effectively fix the underlying variable rate on these borrowings. F-33                 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) (c) At  September  30,  2020  and  2019,  the  effective  interest  rates  on  the  term  loan  were  5.30%  and  5.79%,  respectively.  This  term  loan  is  collateralized  by substantially all of the assets of Energy Services, subject to certain exceptions and carveouts including, but not limited to, accounts receivable and certain real property. We have entered into a pay-fixed, receive variable interest rate swap to effectively fix the underlying variable rate on these borrowings. Term loan borrowings are due in equal quarterly installments of $2, with the balance of the principal being due in full at maturity. Under certain circumstances, Energy Services is required to make additional principal payments if the consolidated total leverage ratio, as defined, is greater than defined thresholds. (d) Amounts include finance lease liabilities recognized as a result of the adoption of ASU No. 2016-02. For additional information, see Note 2 and Note 16 to the Consolidated Financial Statements. (e) At September 30, 2020 and 2019, the effective interest rates on this term loan were 4.00% and 3.05%, respectively. We have entered into a pay-fixed, receive variable interest rate swap to effectively fix the underlying variable rate on these borrowings. Term loan borrowings are due in equal quarterly installments of $2, with the balance of the principal being due in full at maturity. (f) At September  30, 2020 and 2019, the effective  interest  rates on credit  facility  borrowings were 2.41% and 4.55%, respectively.  We have entered  into pay- fixed, receive variable interest rate swaps to effectively fix the underlying variable rate on a portion of these borrowings. (g) At September 30, 2020 and 2019, the effective interest rate on this term loan 3.51% and 4.30%, respectively. We have entered into pay-fixed, receive variable interest rate swaps to effectively fix the underlying variable rate on these borrowings. (h) At September 30, 2020 and 2019, the effective interest rates on this term loan were 3.50% and 4.55%, respectively. We have entered into pay-fixed, receive variable interest rate swaps to effectively fix the underlying variable rate on a portion of these borrowings. Term loan borrowings are due in equal quarterly installments of $9, commencing December 2022, with the balance of the principal being due in full at maturity. Scheduled principal repayments of long-term debt for each of the next five fiscal years ending September 30 are as follows: AmeriGas Propane UGI International Midstream & Marketing UGI Utilities UGI Corporation (a) Other Total 2021 2022 2023 2024 2025 3  $ 1  10  8  30  1  53  $ 2  $ 22  7  7  300  1  339  $ —  $ —  7  96  38  6  147  $ 675  $ 352  7  —  482  —  1,516  $ 700  —  7  —  —  —  707  $ $ (a) In  October  2020,  the  Company  repaid  $30  of  such  borrowings  and  has  classified  these  repayments  as  “Current  maturities  of  long-term  debt”  on  the  2020 Consolidated Balance Sheet. Restrictive Covenants Our  long-term  debt  and  credit  facility  agreements  generally  contain  customary  covenants  and  default  provisions  which  may  include,  among  other  things, restrictions on the incurrence of additional indebtedness and also restrict liens, guarantees, investments, loans and advances, payments, mergers, consolidations, asset transfers, transactions with affiliates, sales of assets, acquisitions and other transactions. AmeriGas Propane. The AmeriGas Propane OLP Credit Agreement requires that AmeriGas OLP and AmeriGas Partners maintain ratios of total indebtedness to EBITDA,  as  defined,  below  certain  thresholds.  In  addition,  the  Partnership  must  maintain  a  minimum  ratio  of  EBITDA  to  interest  expense,  as  defined  and  as calculated on a rolling four-quarter basis. Generally, as long as no default exists or would result therefrom, AmeriGas OLP is permitted to make cash distributions not more frequently than quarterly in an amount not to exceed available cash, as defined, for the immediately preceding calendar quarter. Under the AmeriGas Partners Senior Notes Indentures, AmeriGas Partners is generally permitted to make cash distributions equal to available cash, as defined, as of the end of the immediately preceding quarter, if certain conditions are met. At September 30, 2020, these restrictions did not limit the amount of Available Cash. See Note 15 for the definition of Available Cash included in the Partnership Agreement. F-34 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) UGI International. The UGI International Credit Facilities Agreement requires UGI International not to exceed a ratio of consolidated total net indebtedness to consolidated EBITDA, as defined, of 3.85 to 1.00. Energy Services.  The  Energy  Services  Term  Loan  requires  that  Energy  Services  and  subsidiaries  maintain  a  minimum  ratio  of  consolidated  EBITDA  to  debt service, as defined, of 1.10 to 1.00. The  Energy  Services  2020  Credit  Agreement  requires  Energy  Services  and  subsidiaries  not  to  exceed  a  ratio  of  total  indebtedness  to  EBITDA,  as  defined, of 4.00 to 1.00 and maintain a minimum ratio of Consolidated EBITDA to Consolidated Interest Expense, as defined and as calculated on a quarterly basis, of 3.50 to 1.00. UGI Utilities. The UGI Utilities Credit Agreement, certain of UGI Utilities’ Senior Notes and the Utilities Term Loan require UGI Utilities not to exceed a ratio of consolidated debt to consolidated total capital, as defined, of 0.65 to 1.00. UGI Corporation. The UGI Corporation Senior Credit Facility requires that UGI maintain a ratio of consolidated EBITDA to consolidated interest expense, as defined  and  as  calculated  on  a  rolling  four-quarter  basis,  above  3.50  to  1.00.  In  addition,  UGI  may  not  exceed  a  ratio  of  consolidated  net  indebtedness  to consolidated EBITDA, as defined and as calculated on a rolling four-quarter basis, of 4.50 to 1.00 (declining over time to 4.00 to 1.00). Restricted Net Assets At September 30, 2020, the amount of net assets of UGI’s consolidated subsidiaries that were restricted from transfer to UGI under debt agreements, subsidiary partnership agreements and regulatory requirements under foreign laws totaled approximately $2,200. Note 7 — Income Taxes Income before income taxes comprises the following: Domestic Foreign Total income before income taxes The provisions for income taxes consist of the following: Current expense (benefit): Federal State Foreign Total current (benefit) expense Deferred expense (benefit): Federal State Foreign Total deferred expense (benefit) Total income tax expense 2020 2019 2018 424  $ 243  667  $ 330  $ 71  401  $ 2020 2019 2018 (85) $ 4  70  (11) 135  19  (8) 146  135  $ 52  $ 14  70  136  3  4  (50) (43) 93  $ 576  279  855  (2) 26  78  102  (78) 7  2  (69) 33  $ $ $ $ Federal income taxes for Fiscal 2019 and Fiscal 2018 are net of foreign tax credits of $10 and $13, respectively. There were no foreign tax credits utilized in Fiscal 2020. F-35 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) A reconciliation from the U.S. federal statutory tax rate to our effective tax rate is as follows: 2020 2019 2018 U.S. federal statutory tax rate Difference in tax rate due to: Effect of U.S. tax legislation Effect of tax rate changes - International Noncontrolling interests not subject to tax State income taxes, net of federal benefit Valuation allowance adjustments Effects of foreign operations Excess tax benefits on share-based payments Other, net Effective tax rate 21.0 % (4.7) 0.3  —  2.8  —  1.3  (0.2) (0.3) 20.2 % 21.0 % 0.2  (0.5) (2.7) 3.6  —  1.8  (1.0) 0.7  23.1 % 24.5 % (20.9) (2.1) (3.0) 2.9  1.1  3.1  (1.1) (0.7) 3.8 % On March 27, 2020 the CARES Act was enacted into law. The primary impact of the legislation was the change in federal net operating loss carryback rules which allowed the Company’s U.S. federal tax loss generated in Fiscal 2020 to be carried back to Fiscal 2015. The carryback of our Fiscal 2020 U.S. federal tax loss in a 21% rate environment to offset taxable income in Fiscal 2015 in a 35% rate environment generated an incremental $32 benefit in the current year. The expected $80 refund is included in “Income taxes receivable” on the 2020 Consolidated Balance Sheet. On July 20, 2020 the Treasury Department issued final regulations under IRC Section 951A permitting a taxpayer to elect to exclude from its inclusion of GILTI items of income subject to a high effective rate of foreign tax. The impact of these final regulations reduced U.S. tax of foreign source income in Fiscal 2020. On December 22, 2017, the TCJA was enacted into law. Among the significant changes resulting from the law, the TCJA reduced the U.S. federal income tax rate from 35% to 21%, effective January 1, 2018, created a territorial tax system with a one-time mandatory “toll tax” on previously un-repatriated foreign earnings, and  allowed  for  immediate  capital  expensing  of  certain  qualified  property.  It  also  applied  restrictions  on  the  deductibility  of  interest  expense,  eliminated  bonus depreciation for regulated utilities and certain FERC-regulated property beginning in Fiscal 2019 and applied a broader application of compensation limitations. As a result of the TCJA, we reduced our net deferred income tax liabilities in Fiscal 2018 by $384 due to the remeasuring of our existing federal deferred income tax assets and liabilities as of the date of the enactment of the TCJA on December 22, 2017. Because most of the reduction to UGI Utilities’ net deferred income taxes related to regulated utility plant assets, most of UGI Utilities’ reduction in deferred income taxes was not recognized immediately in income tax expense. In accordance with GAAP as determined by ASC 740, we are required to record the effects of tax law changes in the period enacted. Our results for Fiscal 2018 contained provisional estimates of the impact of the TCJA as such amounts used estimates for tax returns that had not yet been filed and because estimated amounts could  have  been  impacted  by  future  regulatory  and  accounting  guidance  if  and  when  issued.  As  permitted  by  SEC  Staff  Bulletin  No.  118,  adjustments  to provisional amounts recorded in prior periods were made during Fiscal 2019 and were not material. In Fiscal 2018, we were subject to a blended federal tax rate of 24.5% because our fiscal year contained the effective date of the rate change from 35% to 21%. The effects of the tax law changes on Fiscal 2018 results (excluding the remeasurement impact described above) decreased income tax by $52. In  Fiscal  2018,  earnings  of  the  Company’s  foreign  subsidiaries  were  generally  subject  to  U.S.  taxation  upon  repatriation  to  the  U.S.  and  the  Company’s  tax provisions  reflected  the  related  incremental  U.S.  tax  except  for  certain  foreign  subsidiaries  whose  unremitted  earnings  were  considered  to  be  indefinitely reinvested. No deferred tax liability had been recognized with regard to remittance of those earnings because of the availability of U.S. foreign tax credits made it likely that no U.S. tax would be due if such earnings were repatriated. Upon enactment of the TCJA, substantially all prior unrepatriated earnings were subjected to U.S.  tax  under  the  transition  tax  rules.  The  transition  tax  was  immaterial  to  the  Company  and  we  generally  expect  to  have  the  ability  to  repatriate  prior unrepatriated earnings without material U.S. federal tax cost. F-36 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Our Fiscal 2020 and Fiscal 2019 effective tax rate was subject to the impact of changes to the taxation of foreign source income made by the TCJA and the high tax exception regulations issued in July 2020. Fiscal 2020 and Fiscal 2019 tax expense includes $2 and $4, respectively, of GILTI and Branch taxes that are treated as current period costs and carry no related deferred taxes. Pennsylvania utility ratemaking practice permits the flow through to ratepayers of state tax benefits resulting from accelerated tax depreciation. For Fiscal 2020, Fiscal  2019  and  Fiscal  2018,  the  beneficial  effects  of  state  tax  flow  through  of  accelerated  depreciation  reduced  income  tax  expense  by  $11,  $7  and  $4, respectively. Deferred tax liabilities (assets) comprise the following at September 30: Excess book basis over tax basis of property, plant and equipment Utility regulatory assets Intangible assets and goodwill Other Gross deferred tax liabilities Investment in AmeriGas Partners Pension plan liabilities Employee-related benefits Operating loss carryforwards Foreign tax credit carryforwards Utility regulatory liabilities Derivative instruments Utility environmental liabilities Other Gross deferred tax assets Deferred tax assets valuation allowance Net deferred tax liabilities 2020 2019 $ $ 830  $ 112  107  32  1,081  (216) (48) (46) (34) (81) (94) (26) (16) (54) (615) 105  571  $ 805  108  71  7  991  (304) (50) (44) (21) (81) (94) (15) (15) (34) (658) 91  424  As a result of the AmeriGas Merger in Fiscal 2019, we acquired all of the equity interests of AmeriGas Partners. In exchange for the interest acquired from the public, we issued stock and paid cash having a total implied fair value of $2,228. The transaction represents a taxable exchange for which we received a step-up in the tax basis in the underlying assets acquired. A gross deferred tax asset of $2,030 related to the book tax basis difference in this investment was recorded in Fiscal 2019 through equity in accordance with ASC 810. We evaluated the realizability of the resulting net deferred tax asset position of $512 assessing the available positive and negative evidence. As the taxable temporary differences of the Partnership’s tax depreciation in excess of book depreciation reverses, the associated deferred taxes are expected to be fully realized. In  December  2017, the  French  Parliament  approved  the  December  2017 French  Finance  Bills.  One impact  of  the  December  2017 French  Finance  Bills was an increase  in  the  Fiscal  2018  corporate  income  tax  rate  in  France  from  34.4%  to  39.4%.  The  December  2017  French  Finance  Bills  also  included  measures  to gradually reduce the corporate income tax rate to 25.8%, effective for fiscal years starting after January 1, 2022 (Fiscal 2023). In July 2019, the French Parliament enacted legislation retroactively increasing the corporate income tax rate for tax years beginning in 2019 that had previously been reduced by the December 2017 French Finance Bills. As a result, the Fiscal 2020 tax rate remained at 34.43% for Fiscal 2019. The impact on deferred income tax liabilities increased income tax expense by $2 during Fiscal 2019. In December 2019, the French Parliament enacted additional legislation revising the rates enacted for Fiscal 2021 and Fiscal 2022, but retained the corporate income tax rate of 25.8%, effective for fiscal years starting after January 1, 2022 (Fiscal 2023). The impact on deferred income tax liabilities was not material during Fiscal 2020. As a result of the December 2017 French Finance Bills, during Fiscal 2018, the Company reduced its net French deferred income tax liabilities and recognized an estimated deferred tax benefit of $12 to reflect the estimated impact of the corporate income tax rate reductions that will be implemented through Fiscal 2023. The Company’s Fiscal 2018 effective income tax rate F-37 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) reflects the impact of the higher Fiscal 2018 income tax rate in France as a result of the December 2017 French Finance Bills, which increased income tax expense for the year by approximately $1. At  September  30,  2020,  foreign  net  operating  loss  carryforwards  principally  relating  to  Flaga  and  certain  subsidiaries  of  UGI  France  totaled  $11  and  $14, respectively, with no expiration dates. We have state net operating loss carryforwards primarily relating to certain subsidiaries that approximate $393 and expire through 2040. We also have federal operating loss carryforwards of $12 for certain operations of AmeriGas Propane that expire through 2036. At September 30, 2020, deferred tax assets relating to operating loss carryforwards include $2 for Flaga, $5 for certain subsidiaries of UGI France, $2 for AmeriGas Propane and $25 for certain other subsidiaries. Valuation allowances against deferred tax assets exist for foreign tax credit carryforwards, net operating loss carryforwards of foreign subsidiaries and a notional interest  deduction.  The  valuation  allowance  for  all  deferred  tax  assets  increased  by  $14  in  Fiscal  2020  largely  related  to  a  $16  increase  in  a  notional  interest deduction carryover. The valuation allowance for deferred tax assets decreased by $26 in Fiscal 2019 consisting primarily of the release of $25 of valuation allowances on foreign tax credits that expired in Fiscal 2019. We  conduct  business  and  file  tax  returns  in  the  U.S.,  numerous  states,  local  jurisdictions  and  in  France  and  certain  other  European  countries.  Our  U.S.  federal income tax returns are settled through the 2017 tax year, our French tax returns are settled through the 2016 tax year, our Austrian tax returns are settled through 2016 and our other European tax returns are effectively settled for various years from 2012 to 2016. State and other income tax returns in the U.S. are generally subject to examination for a period of three to five years after the filing of the respective returns. As  of  September  30,  2020,  we  have  unrecognized  income  tax  benefits  totaling  $4  including  related  accrued  interest.  If  these  unrecognized  tax  benefits  were subsequently recognized, $4 would be recorded as a benefit to income taxes on the Consolidated Statement of Income and, therefore, would impact the reported effective tax rate. Generally, a net reduction in unrecognized tax benefits could occur because of the expiration of the statute of limitations in certain jurisdictions or as a result of settlements with tax authorities. The expected change in unrecognized tax benefits and related interest in the next twelve months as the result of the expiration of certain statutes of limitation is not material. A reconciliation of the beginning and ending amounts of unrecognized tax benefits is as follows: Unrecognized tax benefits — beginning of year Additions for tax positions of the current year Additions for tax positions taken in prior years Settlements with tax authorities/statute lapses Unrecognized tax benefits — end of year Note 8 — Employee Retirement Plans Defined Benefit Pension and Other Postretirement Plans 2020 2019 2018 $ $ 11  $ 2  —  (9) 4  $ 12  $ 1  —  (2) 11  $ 12  2  1  (3) 12  The U.S. Pension Plan is a defined benefit pension plan for employees hired prior to January 1, 2009, of UGI, UGI Utilities, and certain of UGI’s other domestic wholly owned subsidiaries. U.S. Pension Plan benefits are based on years of service, age and employee compensation. We also provide postretirement health care benefits to certain retirees and postretirement life insurance benefits to certain U.S. active and retired employees. In addition, certain UGI International employees in France and Belgium are covered by defined benefit pension and postretirement plans. Although the disclosures in the tables below include amounts related to the UGI International plans, such amounts are not material. The following table provides a reconciliation of the PBOs of our pension plans (the U.S. Pension Plan and the UGI International pension plans), the ABOs of our other postretirement benefit plans, plan assets, and the funded status of pension and other postretirement plans as of September 30, 2020 and 2019. ABO is the present value of benefits earned to date with benefits based upon current compensation levels. PBO is ABO increased to reflect estimated future compensation. F-38 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Change in benefit obligations: Benefit obligations — beginning of year Service cost Interest cost Actuarial loss Curtailments Settlements Foreign currency Benefits paid Benefit obligations — end of year Change in plan assets: Fair value of plan assets — beginning of year Actual gain on plan assets Foreign currency Employer contributions Settlements Benefits paid Fair value of plan assets — end of year Funded status of the plans — end of year Assets (liabilities) recorded in the balance sheet: Assets in excess of liabilities — included in other noncurrent assets Unfunded liabilities — included in other noncurrent liabilities Net amount recognized Amounts recorded in UGI Corporation stockholders’ equity (pre-tax): Prior service cost (benefit) Net actuarial loss Total Amounts recorded in regulatory assets and liabilities (pre-tax): Prior service cost Net actuarial loss Total Pension  Benefits Other Postretirement  Benefits 2020 2019 2020 2019 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 750  $ 11  23  27  (2) —  3  (30) 782  $ 547  $ 53  1  13  —  (29) 585  $ (197) $ —  $ (197) (197) $ 1  $ 24  25  $ —  $ 174  174  $ 669  $ 10  27  89  (1) (13) (3) (28) 750  $ 563  $ 13  (1) 12  (13) (27) 547  $ (203) $ —  $ (203) (203) $ 1  $ 26  27  $ 1  $ 177  178  $ 23  $ —  1  1  —  —  —  (1) 24  $ 16  $ 2  —  —  —  (1) 17  $ (7) $ 3  $ (10) (7) $ (1) $ —  (1) $ —  $ 1  1  $ 19  —  1  4  —  —  —  (1) 23  15  1  —  —  —  —  16  (7) 3  (10) (7) (1) —  (1) —  1  1  In Fiscal 2020 and Fiscal 2019, the change in the pension plans’ PBO due to actuarial gains and losses is principally the result of changes in discount rates. The change in the pension plans’ PBO in Fiscal 2019 also reflects a settlement resulting from the conversion of a defined benefit pension plan to a defined contribution plan in the Netherlands. In Fiscal 2021, the estimated amount that will be amortized from UGI Stockholders’ equity and regulatory assets into net periodic benefit cost is approximately $15, the majority of which represents net actuarial losses, primarily associated with the U.S. Pension Plan. Actuarial assumptions for our U.S. plans are described below. The discount rate assumption was determined by selecting a hypothetical portfolio of high quality corporate bonds appropriate to provide for the projected benefit payments of the plans. The discount rate was then developed as the single rate that equates the market value of the bonds purchased to the discounted F-39                                           Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) value of the plans’ benefit payments. The expected rate of return on assets assumption is based on current and expected asset allocations as well as historical and expected returns on various categories of plan assets (as further described below). 2020 Pension Plan 2019 2018 Other Postretirement Benefits 2019 2018 2020 Weighted-average assumptions: Discount rate – benefit obligations Discount rate – benefit cost Expected return on plan assets Rate of increase in salary levels 2.90 % 3.30 % 7.20 % 3.25 % 3.30 % 4.40 % 7.30 % 3.25 % 4.40 % 4.00 % 7.40 % 3.25 % 3.00 % 3.30 % 5.00 % 3.25 % 3.30 % 4.40 % 5.00 % 3.25 % 4.40 % 4.00 % 5.00 % 3.25 % The ABO for the U.S. Pension Plan was $687 and $659 as of September 30, 2020 and 2019, respectively. The service cost component of our pension and other postretirement plans, net of amounts capitalized, are reflected in “Operating and administrative expenses” on the Consolidated Statements of Income. The non-service cost components, net of amounts capitalized by UGI Utilities as a regulatory asset, are reflected in “Other non-operating (expense) income, net” on the Consolidated Statements of Income. Other postretirement benefit cost was not material for all periods presented. Net periodic pension cost include the following components: Service cost Interest cost Expected return on assets Curtailment gain Amortization of: Prior service cost Actuarial loss Net cost 2020 Pension Benefits 2019 2018 $ $ 11  $ 23  (38) (1) 1  15  11  $ 10  $ 27  (36) —  —  8  9  $ 11  26  (35) —  1  13  16  It is our general policy to fund amounts for U.S. Pension Plan benefits equal to at least the minimum required contribution set forth in applicable employee benefit laws. From time to time, we may, at our discretion, contribute additional amounts. During Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018, we made cash contributions to the U.S. Pension Plan of $13, $12 and $15, respectively. The minimum required contributions in Fiscal 2021 are not expected to be material. UGI Utilities has established a VEBA trust to pay retiree health care and life insurance benefits by depositing into the VEBA the annual amount of postretirement benefits costs, if any. We do not expect to be required to make any contributions to the VEBA during Fiscal 2021. F-40                     Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Expected payments for postretirement benefits over the next 10 years are not material. Expected payments for pension benefits are as follows: Fiscal 2021 Fiscal 2022 Fiscal 2023 Fiscal 2024 Fiscal 2025 Fiscal 2026 - 2030 Pension  Benefits 33  32  34  36  38  203  $ $ $ $ $ $ We also sponsor unfunded and non-qualified supplemental executive defined benefit retirement plans. At September 30, 2020 and 2019, the PBOs of these plans, including  obligations  for  amounts  held  in  grantor  trusts,  totaled  $59  and  $53,  respectively.  Costs  associated  with  these  plans  were  not  material  for  all  periods presents  and  are  excluded  from  the  tables  above.  Amounts  recorded  in  UGI’s  stockholders’  equity  for  these  plans  include  pre-tax  losses  of  $12  and  $9  at September  30, 2020 and 2019, respectively,  principally  representing  unrecognized  actuarial  losses.  In Fiscal  2021, the  estimated  amount  that  will be  amortized from such pre-tax actuarial losses into retiree benefit cost is not material. During Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018, the payments the Company made with respect to the supplemental executive defined benefit retirement plans were not material. The total fair value of the grantor trust investment assets associated with the  supplemental  executive  defined  benefit  retirement  plans,  which  are  included  in  “Other  assets”  on  the  Consolidated  Balance  Sheets,  totaled  $35  and  $34  at September 30, 2020 and 2019, respectively. U.S. Pension Plan Assets The  assets  of  the  U.S.  Pension  Plan  are  held  in  trust.  The  investment  policies  and  asset  allocation  strategies  for  the  assets  in  these  trusts  are  determined  by  an investment committee comprising officers of UGI and UGI Utilities. In Fiscal 2020, the Company transitioned its investment strategy to minimize projected funded status volatility by more closely aligning the duration of the U.S. Pension Plan’s fixed income portfolio to the duration of its liabilities.  The proportion of plan assets allocated to fixed income investments will increase as the funded status increases. To achieve the stated objective, beginning in October 2019, investments are made principally in common collective trust funds that consists of equity index investments, bond index investments and a short-term investments, and, to a much less extent, UGI Common Stock. Previously, investments were made principally in publicly traded, diversified equity and fixed income index mutual funds. Assets associated with the VEBA and the UGI International plans are excluded from the tables below as such assets are not material. The targets, target ranges and actual allocations for the U.S. Pension Plan trust assets at September 30 are as follows: Equity investments: U.S. equities Non-U.S. equities Global equities (a) Total Fixed income funds & cash equivalents Total Actual 2020 2019 Target Asset Allocation 2019 2020 Permitted Range September 30, 2020 26.5 % 25.0 % 12.3 % 63.8 % 36.2 % 100.0 % 54.8 % 11.8 % — % 66.6 % 33.4 % 100.0 % 29.0 % 24.5 % 11.5 % 65.0 % 35.0 % 100.0 % 52.5 % 24.0% - 34.0% 12.5 % 19.5% - 29.5% — % 6.5% - 16.5% 65.0 % 60.0% - 70.0% 35.0 % 30.0% - 40.0% 100.0 %   (a)    Comprises investment funds that consist of a mix of U.S. and Non-U.S. equity securities. F-41             Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Common collective trust funds in the U.S. Pension Plan primarily include investments in U.S., Non-U.S. and global (a mix of U.S. and Non-U.S.) equities, fixed income and short-term investments. The fair values of common collective trust funds and cash equivalents are valued at NAV of units of the collective trusts. The NAVs, as provided by the trustee, are used as a practical expedient to estimate fair value based on the fair values of the underlying investments held by the funds less  their  liabilities.  The  fair  values  of  the  U.S.  Pension  Plan  trust  assets  by  asset  class  and  level  within  the  fair  value  hierarchy,  as  described  in  Note  2,  as  of September 30, 2020 and 2019 are as follows: Level 1 Level 2 U.S. Pension Plan Level 3 Other (a) Total September 30, 2020: Domestic equity investments:    UGI Corporation Common Stock      Total domestic equity investments Common collective trust funds:    U.S. equity index investments    Non-U.S. equity index investments    Global equity index investments    Bond index investments    Cash equivalents      Total common collective trust funds Total September 30, 2019: Domestic equity investments:    S&P 500 Index equity mutual funds    Small and midcap equity mutual funds     UGI Corporation Common Stock        Total domestic equity investments International index equity mutual funds Fixed income investments:    Bond index mutual funds    Cash equivalents      Total fixed income investments Total $ $ $ $ 27  $ 27  —  —  —  —  —  —  27  $ 176  $ 73  41  290  62  171  —  171  523  $ —  $ —  —  —  —  —  —  —  —  $ —  $ —  —  —  —  —  —  —  —  $ —  $ —  —  —  —  —  —  —  —  $ —  $ —  —  —  —  —  —  —  —  $ —  $ —  123  141  70  200  5  539  539  $ —  $ —  —  —  —  —  6  6  6  $ 27  27  123  141  70  200  5  539  566  176  73  41  290  62  171  6  177  529  (a)    Assets measured at NAV and therefore excluded from the fair value hierarchy. The expected long-term rates of return on U.S. Pension Plan trust assets have been developed using a best estimate of expected returns, volatilities and correlations for each asset class. The estimates  are based on historical capital market performance data and future expectations provided by independent consultants. Future expectations are determined by using simulations that provide a wide range of scenarios of future market performance. The market conditions in these simulations consider the long-term relationships between equities and fixed income as well as current market conditions at the start of the simulation. The expected rate begins with a risk-free rate of return with other factors being added such as inflation, duration, credit spreads and equity risk premiums. The rates of return derived from this process are applied to our target asset allocation to develop a reasonable return assumption. F-42                                   Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Defined Contribution Plans We sponsor 401(k) savings plans for eligible employees of UGI and certain of UGI’s domestic subsidiaries. Generally, participants in these plans may contribute a portion of their compensation on either a before-tax basis, or on both a before-tax and after-tax basis. These plans also provide for employer matching contributions at various rates. The cost of benefits under the savings plans totaled $21 in Fiscal 2020, $19 in Fiscal 2019 and $17 in Fiscal 2018. The Company also sponsors certain nonqualified supplemental defined contribution executive retirement plans. These plans generally provide supplemental benefits to certain executives that would  otherwise  be  provided  under  retirement  plans  but  are  prohibited  due  to  limitations  imposed  by  the  IRC.  The  Company  makes  payments  to  self-directed grantor trusts with respect to these supplemental defined contribution plans. Such payments during Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018 were not material. At September  30,  2020  and  2019,  the  total  fair  values  of  these  grantor  trust  investment  assets,  which  amounts  are  included  in  “Other  assets”  on  the  Consolidated Balance Sheets, were $7 and $6, respectively. Note 9 — Utility Regulatory Assets and Liabilities and Regulatory Matters The following regulatory assets and liabilities associated with UGI Utilities are included in our Consolidated Balance Sheets at September 30: Regulatory assets (a): Income taxes recoverable Underfunded pension and postretirement plans Environmental costs Removal costs, net Other Total regulatory assets Regulatory liabilities (a): Postretirement benefit overcollections Deferred fuel and power refunds State income tax benefits — distribution system repairs PAPUC Temporary Rates Order Excess federal deferred income taxes Other Total regulatory liabilities 2020 2019 124  $ 175  61  26  11  397  $ 13  $ 29  28  7  274  2  353  $ 115  179  60  28  14  396  15  6  25  31  280  2  359  $ $ $ $ (a)      Current  regulatory  assets  are  recorded  in “Other  current  assets”  on the Consolidated  Balance  Sheets. Regulatory  liabilities  are  recorded  in  “Other  current liabilities” and “Other noncurrent liabilities” on the Consolidated Balance Sheets. Other than removal costs, UGI Utilities currently does not recover a rate of return on the regulatory assets included in the table above. Income taxes recoverable. This regulatory asset is the result of recording deferred tax liabilities pertaining to temporary tax differences principally as a result of the pass through to ratepayers of the tax benefit on accelerated tax depreciation for state income tax purposes, and the flow through of accelerated tax depreciation for  federal  income  tax  purposes  for  certain  years  prior  to  1981.  These  deferred  taxes  have  been  reduced  by  deferred  tax  assets  pertaining  to  utility  deferred investment  tax  credits.  UGI  Utilities  has  recorded  regulatory  income  tax  assets  related  to  these  deferred  tax  liabilities  representing  future  revenues  recoverable through the ratemaking process over the average remaining depreciable lives of the associated property ranging from 1 to approximately 65 years. Underfunded pension and other postretirement plans. This  regulatory  asset  represents  the  portion  of  net  actuarial  losses  and  prior  service  costs  (credits) associated with pension and other postretirement benefits which are probable of being recovered through future rates based upon established regulatory practices. These regulatory assets are adjusted annually or more frequently under certain circumstances when the funded status of the plans is remeasured in accordance with GAAP. These costs are amortized over the average remaining future service lives of plan participants. F-43         Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Environmental costs. Environmental  costs  principally  represent  estimated  probable  future  environmental  remediation  and  investigation  costs  that  Gas  Utility expects to incur, primarily at MGP sites in Pennsylvania, in conjunction with three remediation COAs with the PADEP, which were consolidated into one COA effective October 1, 2020. Pursuant to base rate orders, Gas Utility receives ratemaking recognition of its estimated environmental investigation and remediation costs associated with their environmental sites. This ratemaking recognition balances the accumulated difference between historical costs and rate recoveries with an estimate of future costs associated with the sites. At September 30, 2020, the period over which Gas Utility expects to recover these costs will depend upon future remediation activity. For additional information on environmental costs, see Note 17. Removal costs, net. This  regulatory  asset  represents  costs  incurred,  net  of  salvage,  associated  with  the  retirement  of  depreciable  utility  plant.  As  required  by PAPUC  ratemaking,  removal  costs  include  actual  costs  incurred  associated  with  asset  retirement  obligations.  Consistent  with  prior  ratemaking  treatment,  UGI Utilities expects to recover these costs over five years. Postretirement benefit overcollections. This  regulatory  liability  represents  the  difference  between  amounts  recovered  through  rates  by  Gas  Utility  and  Electric Utility and actual costs incurred in accordance with accounting for postretirement benefits. With respect to Gas Utility, postretirement benefit overcollections are generally being refunded to customers over a ten-year period beginning October 19, 2016. With respect to Electric Utility, the overcollections are being refunded to ratepayers over a 20-year period effective October 27, 2018. Deferred fuel and power refunds. Gas Utility’s and Electric Utility’s tariffs contain clauses that permit recovery of all prudently incurred purchased gas and power costs through the application of PGC rates in the case of Gas Utility and DS tariffs in the case of Electric Utility. These clauses provide for periodic adjustments to PGC and DS rates for differences between the total amount of purchased gas and electric generation supply costs collected from customers and recoverable costs incurred. Net undercollected costs are classified as a regulatory asset and net overcollections are classified as a regulatory liability. Gas Utility uses derivative instruments to reduce volatility in the cost of gas it purchases for retail core-market customers. Realized and unrealized gains or losses on natural gas derivative instruments are included in deferred fuel and power costs or refunds. Net unrealized gains and (losses) on such contracts at September 30, 2020 and 2019 were $8 and $(2), respectively. State income tax benefits — distribution system repairs. This regulatory liability represents Pennsylvania state income tax benefits, net of federal benefit, resulting from the deduction for income tax purposes of repair and maintenance costs associated with Gas Utility or Electric Utility assets that are capitalized for regulatory and GAAP reporting. The tax benefits associated with these repair and maintenance  deductions will be reflected  as a reduction to income tax expense over the remaining tax lives of the related book assets. PAPUC Temporary Rates Order. On May 17, 2018, the PAPUC ordered each regulated utility currently not in a general base rate case proceeding, including UGI Gas, PNG and CPG, to reduce their rates to credit customers any tax savings as a result of the TCJA through the establishment  of a negative surcharge. These negative surcharges applied to bills rendered on or after July 1, 2018 and remained in effect until October 11, 2019, the effective date of Gas Utility’s new base rates, subject to a final reconciliation of any over- or under-crediting of the tax savings. The remaining regulatory liability will be returned to customers through an additional temporary negative surcharge from January 1, 2021 through October 10, 2021 In its May 17, 2018 Order, the PAPUC also required Pennsylvania utilities to establish a regulatory liability for tax benefits that accrued during the period January 1, 2018 through June 30, 2018, resulting from the reduced federal tax rate. The rate treatment of this regulatory liability was addressed in Gas Utility’s base rate proceeding filed January 28, 2019 (see “Base Rate Filings” below for further information). For Pennsylvania utilities that were in a general base rate proceeding, including Electric Utility, no negative surcharge applied. The tax benefits that accrued during the period January 1, 2018 through October 26, 2018, the date before Electric Utility’s base rate case became effective were refunded to Electric Utility ratepayers through a one-time bill credit. Excess federal deferred income taxes. This regulatory liability is the result of remeasuring UGI Utilities’ federal deferred income tax liabilities on utility plant due to the enactment of the TCJA on December 22, 2017. In order for our utility assets to continue to be eligible for accelerated tax depreciation, current law requires that excess federal deferred income taxes resulting from the remeasurement be amortized no more rapidly than over the remaining lives of the assets that gave rise to the excess federal deferred income taxes, ranging from 1 year to approximately 65 years. This regulatory liability has been increased to F-44 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) reflect the tax benefit generated by the amortization of the excess deferred federal income taxes and is being amortized and credited to tax expense. Other. Other regulatory assets and liabilities comprise a number of deferred items including, among others, certain incremental expenses attributable to the ongoing COVID-19 pandemic, certain information technology costs, energy efficiency conservation costs and rate case expenses. Other Regulatory Matters Base Rate Filings.  On January 28, 2020, Gas Utility filed a request with the PAPUC to increase its annual base distribution operating revenues by $75 annually. On October 8, 2020, the PAPUC issued a final Order approving a previously filed  Joint Petition for Approval of Settlement  of all issues (the “Joint Petition”). Under  the  terms  of  the  Joint  Petition,  Gas  Utility  will  be  permitted  to  increase  its  annual  base  distribution  rates  by  $20,  through  a  phased  approach,  with  $10 beginning January 1, 2021 and an additional $10 beginning July 1, 2021. Additionally, Gas Utility will be authorized to implement a DSIC once Gas Utility total property, plant and equipment less accumulated depreciation reaches $2,875, with this threshold being unchanged from Gas Utility’s 2019 base rate case. The Joint Petition  also  includes  enhanced  COVID-19  customer  assistance  measures,  including  the  establishment  of  an  Emergency  Relief  Program  for  a  defined  set  of payment troubled customers (“ERP”). Additionally, the Joint Petition will permit the Gas Utility to establish a regulatory asset for certain incremental expenses attributable to the ongoing COVID-19 pandemic, most notably expenses related to the ERP and uncollectible accounts expense, through the effective date of rates in the next Gas Utility base rate case, to be recovered and amortized over a 10-year period. In accordance with the terms of the Joint Petition, Gas Utility will not be permitted to file a rate case prior to January 1, 2022. On January 28, 2019, Gas Utility filed a rate request with the PAPUC to increase the base operating revenues for residential, commercial, and industrial customers throughout its Pennsylvania service territory by an aggregate $71. On October 4, 2019, the PAPUC issued a final Order approving a settlement that permitted Gas Utility, effective October 11, 2019, to increase its base distribution revenues by $30 under a single consolidated tariff, approved a plan for uniform class rates, and permitted Gas Utility to extend its Energy Efficiency and Conservation and Growth Extension Tariff programs by an additional term of five years. The PAPUC’s final Order approved a negative surcharge, to return to customers $24 of tax benefits experienced by Gas Utility over the period January 1, 2018 to June 30, 2018, plus applicable interest, in accordance with the May 17, 2018 PAPUC Order, which became effective for a twelve-month period beginning on October 11, 2019, the effective date of Gas Utility’s new base rates, subject to final reconciliation of any over- or under-crediting of the tax savings. On October 25, 2018, the PAPUC approved a final order providing for a $3 annual base distribution rate increase for Electric Utility, effective October 27, 2018. As part of the final PAPUC Order, Electric Utility provided customers with a one-time billing credit associated with 2018 TCJA tax benefits. On November 26, 2018,  the  Pennsylvania  Office  of  Consumer  Advocate  filed  an  appeal  to  the  Pennsylvania  Commonwealth  Court  challenging  the  PAPUC’s  acceptance  of  UGI Utilities’ use of a fully projected future test year and handling of consolidated federal income tax benefits. On January 15, 2020, the Pennsylvania Commonwealth Court  issued  a  decision  affirming  the  PAPUC  Order  adopting  UGI  Utilities’  position  on  both  issues.  No  party  exercised  their  right  to  seek  an  appeal  of  the Commonwealth Court decision. Note 10 — Inventories Inventories comprise the following at September 30: Non-utility LPG and natural gas Gas Utility natural gas Materials, supplies and other Total inventories 2020 2019 164  $ 20  57  241  $ 150  27  53  230  $ $ At September 30, 2020, UGI Utilities was a party to three SCAAs with terms up to three years. Pursuant to the SCAAs, UGI Utilities has, among other things, released certain natural gas storage and transportation contracts for the terms of the SCAAs. UGI Utilities also transferred certain associated natural gas storage inventories  upon  commencement  of  the  SCAAs,  will  receive  a  transfer  of  storage  inventories  at  the  end  of  the  SCAAs,  and  makes  payments  associated  with refilling storage inventories during the terms of the SCAAs. The historical cost of natural gas storage inventories released under the SCAAs, which represents a portion of Gas Utility’s total natural gas storage inventories, and any exchange receivable (representing amounts of F-45 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) natural gas inventories used by the other parties to the agreement but not yet replenished for which UGI Utilities has the rights), are included in the caption “Gas Utility natural gas” in the table above. As of September 30, 2020 and 2019, all of UGI Utilities’ SCAAs were with Energy Services, the effects of which are eliminated in consolidation. Note 11 — Property, Plant and Equipment Property, plant and equipment comprise the following at September 30: Utility: Distribution Transmission General and other Work in process Total Utility Non-utility: Land Buildings and improvements Transportation equipment Equipment, primarily cylinders and tanks Electric generation Pipeline and related assets Other Work in process Total non-utility Total property, plant and equipment Note 12 — Goodwill and Intangible Assets 2020 2019 3,630  $ 111  425  99  4,265  191  431  248  3,712  211  1,098  306  196  6,393  10,658  $ 3,366  106  389  77  3,938  184  404  258  3,455  327  1,150  255  102  6,135  10,073  $ $ Changes in the carrying amount of goodwill by reportable segment are as follows: Balance September 30, 2018 Acquisitions Foreign currency translation Balance September 30, 2019 Dispositions Purchase accounting adjustments Foreign currency translation Balance September 30, 2020 AmeriGas  Propane 2,004  $ —  —  2,004  —  —  —  2,004  $ UGI International 964  26  (60) 930  —  (2) 69  997  $ $ $ $ Midstream & Marketing UGI Utilities Total 10  330  —  340  (5) —  —  335  $ $ 182  $ —  —  182  —  —  —  182  $ 3,160  356  (60) 3,456  (5) (2) 69  3,518  F-46           Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Intangible assets comprise the following at September 30: Customer relationships Trademarks and tradenames Noncompete agreements and other Accumulated amortization Intangible assets, net (definite-lived) Trademarks and tradenames (indefinite-lived) Total intangible assets, net 2020 2019 1,083  $ 12  76  (543) 628  49  677  $ 1,038  16  48  (442) 660  49  709  $ $ Changes in amounts above include the effects of currency translation. Amortization expense of intangible assets was $83, $59 and $58 for Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018, respectively. Estimated amortization expense of intangible assets during the next five fiscal years is as follows: Fiscal 2021 — $76; Fiscal 2022 — $65; Fiscal 2023 — $61; Fiscal 2024 — $59; Fiscal 2025 — $57. Note 13 — Series Preferred Stock UGI has 10,000,000 shares of UGI Series Preferred Stock authorized for issuance, including both series subject to and series not subject to mandatory redemption. UGI had no shares of UGI Series Preferred Stock outstanding at September 30, 2020 or 2019. UGI  Utilities  has  2,000,000  shares  of  UGI  Utilities  Series  Preferred  Stock  authorized  for  issuance,  including  both  series  subject  to  and  series  not  subject  to mandatory redemption. At September 30, 2020 and 2019, there were no shares of UGI Utilities Series Preferred Stock outstanding. Note 14 — Common Stock and Equity-Based Compensation Common Stock On January 25, 2018, UGI’s Board of Directors authorized the repurchase of up to 8,000,000 shares of UGI Corporation Common Stock over a four-year period. Pursuant  to  these  authorizations,  during  Fiscal  2020,  Fiscal  2019  and  Fiscal  2018,  the  Company  purchased  and  placed  in  treasury  stock  950,000,  300,000  and 1,200,000 shares at a total cost of $38, $17 and $60, respectively. F-47 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) UGI Common Stock share activity for Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018 is as follows: Balance at September 30, 2017 Issued: Employee and director plans Repurchases of common stock Reacquired common stock – employee and director plans Balance at September 30, 2018 Issued: Employee and director plans AmeriGas Merger Sale of reacquired common stock Repurchases of common stock Reacquired common stock – employee and director plans Balance at September 30, 2019 Issued: Employee and director plans Repurchases of common stock Reacquired common stock – employee and director plans Balance at September 30, 2020 Equity-Based Compensation Issued Treasury Outstanding 173,987,691  (843,954) 173,143,737  155,306  —  —  174,142,997  548,285  34,612,847  —  —  —  209,304,129  209,915  —  —  209,514,044  1,804,712  (1,200,000) (154,780) (394,022) 430,847  —  15,759  (300,000) (51,924) (299,340) 180,050  (950,000) (90,316) (1,159,606) 1,960,018  (1,200,000) (154,780) 173,748,975  979,132  34,612,847  15,759  (300,000) (51,924) 209,004,789  389,965  (950,000) (90,316) 208,354,438  The Company grants equity-based awards to employees and non-employee directors comprising UGI stock options, UGI Common Stock-based equity instruments and, prior to the AmeriGas Merger, AmeriGas Partners Common Unit-based equity instruments as further described below. We recognized total pre-tax equity- based compensation expense of $15 ($11 after-tax), $18 ($13 after-tax) and $23 ($16 after-tax) in Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018, respectively. UGI Equity-Based Compensation Plans and Awards. Under the UGI Corporation 2013 OICP, we may grant options to acquire shares of UGI Common Stock, SARs, UGI Units (comprising “Stock Units” and “UGI Performance Units”), other equity-based awards and cash to employees and non-employee directors. The exercise price for options may not be less than the fair market value on the grant date. Awards granted under the 2013 OICP may vest immediately or ratably over a period of years, and stock options can be exercised no later than ten years from the grant date. In addition, the 2013 OICP provides that awards of UGI Units may also  provide  for  the  crediting  of  dividend  equivalents  to  participants’  accounts.  Except  in  the  event  of  retirement,  death  or  disability,  each  unvested  grant  will terminate  when  the  participant  ceases  to  be  employed.  There  are  certain  change  of  control  and  retirement  eligibility  conditions  that,  if  met,  generally  result  in accelerated vesting or elimination of further service requirements. Under  the  2013  OICP,  awards  representing  up  to  21,750,000  shares  of  UGI  Common  Stock  may  be  granted.  Dividend  equivalents  on  UGI  Unit  Awards  to employees will be paid in cash. Dividend equivalents on non-employee director awards are accumulated in additional Stock Units. UGI Unit Awards granted to employees and non-employee directors are settled in shares of UGI Common Stock and cash. Substantially all UGI Unit Awards granted to UGI France employees are settled in shares of UGI Common Stock and do not accrue dividend equivalents. With respect to UGI Performance Unit awards, the actual number of shares (or their cash equivalent) ultimately issued, and the actual amount of dividend equivalents paid, is generally dependent upon the achievement of market performance goals and service conditions. Beginning in Fiscal 2019, we began issuing shares of UGI Common Stock to satisfy substantially all option exercises and UGI Unit Awards.  Prior  to  Fiscal  2019,  we  issued  treasury  shares  to  satisfy  substantially  all  option  exercises  and  UGI  Unit  Awards.  Stock  options  may  be  net  exercised whereby shares equal to the option price and the grantee’s applicable payroll tax withholding are withheld from the number of shares payable (“net exercise”). We record shares withheld pursuant to a net exercise as shares reacquired. Pursuant to the AmeriGas Merger Agreement, all holders of AmeriGas Partners equity-based compensation awards received replacement awards F-48               Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) comprising UGI cash-settled restricted stock units. See discussion below under “AmeriGas Partners Equity-Based Compensation Plans and Awards” for additional information. UGI Stock Option Awards. Stock option transactions under equity-based compensation plans during Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018 are as follows: Shares Weighted -  Average  Option Price Total  Intrinsic  Value Weighted -  Average  Contract Term  (Years) Shares under option — September 30, 2017 Granted Canceled Expired Exercised Shares under option — September 30, 2018 Granted Canceled Expired Exercised Shares under option — September 30, 2019 Granted Canceled Expired Exercised Shares under option — September 30, 2020 Options exercisable — September 30, 2018 Options exercisable — September 30, 2019 Options exercisable — September 30, 2020 Options not exercisable — September 30, 2020 8,781,748  $ 1,401,400  $ (152,017) $ (1,666) $ (1,832,396) $ 8,197,069  $ 1,197,100  $ (123,012) $ (13,699) $ (779,353) $ 8,478,105  $ 1,893,700  $ (57,668) $ (93,728) $ (230,875) $ 9,989,534  $ 5,498,330  $ 5,963,530  $ 6,898,251  $ 3,091,283  $ 30.20  $ 47.85  42.14  35.80  26.00  $ 33.93  $ 53.27  48.69  47.49  25.75  $ 37.18  $ 43.20  49.69  37.81  22.65  $ 38.58  $ 28.63  32.02  35.06  $ 46.45  $ 147  45  177  23  115  3  26  26  —  6.3 6.2 5.9 5.8 4.5 8.6 Cash received from stock option exercises and associated tax benefits were $2 and $1, $20 and $5, and $43 and $13 in Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018, respectively. As of September 30, 2020, there was $8 of unrecognized compensation cost associated with unvested stock options that is expected to be recognized over a weighted-average period of 1.9 years. The following table presents additional information relating to stock options outstanding and exercisable at September 30, 2020: Options outstanding at September 30, 2020: Number of options Weighted average remaining contractual life (in years) Weighted average exercise price Options exercisable at September 30, 2020: Number of options Weighted average exercise price Under $30.00 Range of exercise prices $35.01 – $40.00 $30.00 – $35.00 $40.01 – $45.00 Over $45.01 2,672,041  2.2 23.46  $ 1,297,358  5.9 33.30  $ 858,565  4.2 37.82  $ 177,947  7.9 44.07  $ 4,983,623  7.8 48.00  2,669,481  1,041,488  858,565  172,497  23.45  $ 33.65  $ 37.82  $ 44.12  $ 2,156,220  48.28  $ $ F-49                                                       Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) UGI Stock Option Fair Value Information. The per share weighted-average fair value of stock options granted under our option plans was $5.58 in Fiscal 2020, $8.70 in Fiscal 2019 and $7.51 in Fiscal 2018. These amounts were determined using a Black-Scholes option pricing model that values options based on the stock price  at  the  grant  date,  the  expected  life  of  the  option,  the  estimated  volatility  of  the  stock,  expected  dividend  payments  and  the  risk-free  interest  rate  over  the expected  life  of  the  option.  The  expected  life  of  option  awards  represents  the  period  of  time  during  which  option  grants  are  expected  to  be  outstanding  and  is derived from historical exercise patterns. Expected volatility is based on historical volatility of the price of UGI’s Common Stock. Expected dividend yield is based on historical UGI dividend rates. The risk free interest rate is based on U.S. Treasury bonds with terms comparable to the options in effect on the date of grant. The assumptions we used for valuing option grants during Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018 are as follows: Expected life of option Weighted-average volatility Weighted-average dividend yield Expected volatility Expected dividend yield Risk free rate 2020 6 years 19.6% 3.0% 19.6% 3.0% 0.3% - 1.7% 2019 6 years 17.2% 1.8% 17.2% 1.8% 1.5% - 2.6% 2018 6 years 17.5% 2.1% 17.5% 2.1% 2.2% - 2.9% UGI Unit Awards. UGI Stock Unit and UGI Performance Unit awards entitle the grantee to shares of UGI Common Stock or cash once the service condition is met and, with respect to UGI Performance Unit awards, subject to market performance conditions. UGI Performance Unit grant recipients are awarded a target number of UGI Performance Units. The number of UGI Performance Units ultimately paid at the end of the performance period (generally three years) may be higher or lower than the target amount, or even zero, based on UGI’s TSR percentile rank relative to the UGI comparator group. Grantees may receive 0% to 200% of the target award granted. For such grants, if UGI’s TSR ranks below the 25th percentile compared to the UGI comparator group, the employee will not be paid. At the 25th percentile, the employee will be paid an award equal to 25% of the target award; at the 40th percentile, 70%; at the 50th percentile, 100%; and at the 90th percentile and above, 200%. The actual amount of the award is interpolated between these percentile rankings. Dividend equivalents are paid in cash only on UGI Performance Units that eventually vest. The  fair  value  of  UGI  Stock  Units  on  the  grant  date  is  equal  to  the  market  price  of  UGI  Stock  on  the  grant  date  plus  the  fair  value  of  dividend  equivalents  if applicable.  Under  GAAP,  UGI  Performance  Units  are  equity  awards  with  a  market-based  condition  which,  if  settled  in  shares,  result  in  the  recognition  of compensation cost over the requisite employee service period regardless of whether the market-based condition is satisfied. The fair values of UGI Performance Units are estimated using a Monte Carlo valuation model. The fair value associated with the target award is accounted for as equity and the fair value of the award over the target, as well as all dividend equivalents, is accounted for as a liability. The expected term of the UGI Performance Unit awards is three years based on the performance period. Expected volatility is based on the historical volatility of UGI Common Stock over a three-year period. The risk-free interest rate is based on the yields on U.S. Treasury bonds at the time of grant. Volatility for all companies in the UGI comparator groups is based on historical volatility. The following table summarizes the weighted-average assumptions used to determine the fair value of UGI Performance Unit awards and related compensation costs: Risk free rate Expected life Expected volatility Dividend yield 2020 1.6% 3 years 18.6% 2.9% Grants Awarded in Fiscal Year 2019 2.5% 3 years 17.7% 1.9% 2018 2.0% 3 years 18.9% 2.1% The weighted-average grant date fair value of UGI Performance Unit awards was estimated to be $41.85 for Units granted in Fiscal 2020, $55.40 for Units granted in Fiscal 2019 and $55.26 for Units granted in Fiscal 2018. F-50     Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) The following table summarizes UGI Unit award activity for Fiscal 2020: Total UGI Units at September 30, 2019 (a) UGI Performance Units: Granted Forfeited Performance criteria not met UGI Stock Units: Granted (b) Unit awards paid Total UGI Units at September 30, 2020 (a) UGI Units Weighted-Average  Grant-Date Fair Value  (per Unit) 893,820  $ 222,410  $ (13,734) $ (121,948) $ 77,951  $ (227,225) $ 831,274  $ 36.39  41.85  40.01  46.76  40.38  24.31  39.95  (a) Total UGI Units includes UGI Stock Units issued to non-employee directors, which vest on the grant date, and UGI Performance Units and UGI Stock Units issued  to  retirement-eligible  employees  that  vest  on  an  accelerated  basis.  Total  vested  restricted  units  at  September  30,  2020  and  2019  were  441,498  and 616,319, respectively. (b) Generally, shares granted under UGI Stock Unit awards are paid approximately 70% in shares. UGI Stock Unit awards granted in Fiscal 2019 and Fiscal 2018 were 29,784 and 52,314, respectively. During Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018, the Company paid UGI Performance Unit and UGI Stock Unit awards in shares and cash as follows: UGI Performance Unit awards: Number of original awards granted, net of forfeitures Performance period beginning January 1: Payment of awards: Shares of UGI Common Stock issued, net of shares withheld for taxes Cash paid UGI Stock Unit awards: Number of original awards granted, net of forfeitures Payment of awards: Shares of UGI Common Stock issued, net of shares withheld for taxes Cash paid 2020 2019 2018 121,948  2017 144,521  2016 —  —  $ 116,950  10  $ 227,721  148,477  3  $ 50,985  43,479  1  $ $ $ 136,621  2015 69,680  2  39,680  29,095  1  During Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018, we granted UGI Unit awards representing 300,361, 158,694 and 196,114 shares, respectively, having weighted- average grant date fair values per Unit of $41.50, $55.40 and $53.36, respectively. As of September 30, 2020, there was a total of $8 unrecognized compensation cost associated with 831,274 UGI Unit awards outstanding that is expected to be recognized over a weighted-average period of 2.0 years. The total grant-date fair values of outstanding UGI Units that vested during Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018 were $5, $5 and $7, respectively. As of September 30, 2020 and 2019, total liabilities of $5 and $10, respectively, associated with UGI Unit awards are reflected in “Employee compensation and benefits accrued” and “Other noncurrent liabilities” on the Consolidated Balance Sheets. At  September  30,  2020,  6,105,754  shares  of  Common  Stock  were  available  for  future  grants  under  the  2013  OICP,  which  includes  the  number  of  AmeriGas Common Units available for grant under the 2010 Propane Plan that were converted to UGI Units as further described below. F-51                                 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) AmeriGas Partners Equity-Based Compensation Plans and Awards. Prior to the AmeriGas Merger, under the 2010 Propane Plan on behalf of AmeriGas Partners, L.P., the General Partner could award to employees and non-employee directors of the General Partner grants of AmeriGas Partners Units (comprising “AmeriGas Stock Units” and “AmeriGas Performance Units”), options, phantom units, unit appreciation rights and other Common Unit-based awards that, depending on the award, vested immediately or ratable over a period of time subject to other conditions under the plan related to termination, retirement, death or disability (all as defined). Participants were eligible to receive Common Unit distribution equivalents under the terms of certain awards (ultimately paid in cash only on awards that vested). Effective with the AmeriGas Merger, all outstanding AmeriGas Stock Units and AmeriGas Performance Units were canceled and converted to cash-settled restricted stock units relating to UGI Common Stock (see “Impact of AmeriGas Merger on AmeriGas Unit Awards” below). AmeriGas Stock Unit and AmeriGas Performance Unit awards entitled the grantee to AmeriGas Partners Common Units or cash once the service condition was met and, with respect to AmeriGas Performance Units, subject to market performance conditions or actual net customer acquisition and retention performance (as defined  in the applicable  awards).  Recipients  were awarded  a target  number  of AmeriGas  Performance  Units, and the number  of AmeriGas  Performance  Units ultimately paid at the end of the performance period (generally three years) ranging from 0% to 200% of the target number, subject to the performance conditions as defined for the applicable award. Pursuant to the terms of the AmeriGas Merger Agreement, the performance periods for AmeriGas TUR Performance Units outstanding  immediately  prior  to  the  AmeriGas  Merger  ended  on  August  20,  2019,  the  last  trading  day  of  the  Common  Units  prior  to  the  completion  of  the AmeriGas Merger. Under GAAP, AmeriGas TUR Performance Units awards were recorded as equity awards to the extent they were to be settled in Common Units. This resulted in the recognition of compensation cost equal to the fair value of such award estimated using a Monte Carlo valuation model, over the requisite employee service period regardless of whether the market-based conditions were satisfied. The fair value associated with the target awards, which were to be paid in Common Units, was accounted for as equity and the fair value of the award over the target, as well as all Common Unit distribution equivalents, which were to be paid in cash, was accounted for as a liability. Impact of AmeriGas Merger on AmeriGas Unit Awards. Effective with the AmeriGas Merger on August 21, 2019, each outstanding award of AmeriGas Stock Units and AmeriGas Performance Units, including awards subject to market performance conditions, was canceled and converted into a number of cash-settled restricted stock units relating to UGI Common Stock determined by multiplying the number of such AmeriGas Unit awards by 0.6378. With  respect  to  outstanding  AmeriGas  TUR  Performance  Units  and  AmeriGas  Performance  Units,  the  number  of  such  awards  canceled  and  converted  to  UGI restricted  stock  units  was  determined  by  multiplying  the  target  number  of  such  awards,  including  dividend  equivalents,  times  the  performance  multiplier  as determined  based upon a shortened  performance  period ending August 20, 2019, the last full trading day of the Common Units prior to the AmeriGas Merger, subject to other performance conditions as defined in the award agreement and the AmeriGas Merger Agreement. The resulting number of cash-settled restricted stock  units  relating  to  UGI Common  Stock  could  be  more,  but  not  less,  than  the  associated  target  number  of  AmeriGas  TUR  Performance  Unit  awards.  These restricted stock units vest on the originally scheduled AmeriGas TUR Performance Unit award vesting dates with the only condition being employment with the Company at the time of vesting. The converted awards remain subject to the same terms, conditions and restrictions as applied to the corresponding AmeriGas Unit awards immediately prior to the conversion  including  vesting  terms,  forfeitures,  and  distribution  equivalent  rights  except  that  distribution  equivalent  rights  will  be  based  upon  UGI  dividends subsequent to the conversion. Pursuant  to  the  terms  of  the  AmeriGas  Unit  conversions  described  above,  effective  on  August  21,  2019,  137,472  AmeriGas  Performance  Units  and  126,089 AmeriGas Stock Units were converted into 215,957 of cash-settled restricted stock units relating to UGI Common Stock. The unrecognized compensation cost and total liabilities associated with UGI cash-settled restricted stock units that remain outstanding, including costs resulting from modifications and settlements resulting from the conversion of certain awards in connection with the AmeriGas Merger, was not material for Fiscal 2020 and Fiscal 2019. UGI assumed the obligations of the General Partner and the Partnership under the 2010 Propane Plan, and the 2010 Propane Plan was deemed amended to conform to all of the terms and form of the 2013 OICP and combined with the 2013 OICP. At the time of the merger, the number of Common Units that remained available for grant under the 2010 Propane Plan were converted to 1,420,949 UGI awards available for future grant and delivery based upon a conversion ratio of 0.6378:1. These available converted awards may be granted only to those individuals who were eligible to receive awards under the 2010 F-52 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Propane Plan immediately  before  the AmeriGas Merger,  including  any such eligible  individuals  hired after  the AmeriGas  Merger, and are  included  in the UGI stock option transactions and UGI Unit award activity in the tables above. Note 15 — Partnership Distributions In accordance with the Partnership Agreement, the Partnership makes distributions to its partners approximately 45 days after the end of each fiscal quarter in a total amount equal to its Available Cash (as defined in the Partnership Agreement) for such quarter. Available Cash is generally defined as: 1. 2. 3. all cash on hand at the end of such quarter, plus all additional cash on hand as of the date of determination resulting from borrowings after the end of such quarter, less the amount of cash reserves established by the General Partner in its reasonable discretion. The General Partner may establish reserves for the proper conduct of the Partnership’s business and for distributions during the next four quarters. Prior  to  the  AmeriGas  Merger,  distributions  of  Available  Cash  were  made  98%  to  limited  partners  and  2%  to  the  General  Partner  (representing  a  1%  General Partner interest in AmeriGas Partners and 1.01% interest in AmeriGas OLP) until Available Cash exceeded the Minimum Quarterly Distribution of $0.55 and the First Target Distribution of $0.055 per Common Unit (or a total of $0.605 per Common Unit). When Available Cash exceeded $0.605 per Common Unit in any quarter,  the  General  Partner  would  receive  a  greater  percentage  of  the  total  Partnership  distribution  (the  “incentive  distribution”)  but  only  with  respect  to  the amount by which the distribution per Common Unit to limited partners exceeded $0.605. During Fiscal 2019 (prior to the AmeriGas Merger) and Fiscal 2018, the Partnership made quarterly distributions to Common Unitholders in excess of $0.605 per limited partner unit. As a result, the General Partner received a greater percentage of the total Partnership distribution than its aggregate 2% general partner interest in  AmeriGas  OLP  and  AmeriGas  Partners.  During  Fiscal  2019  and  Fiscal  2018,  distributions  received  by  the  General  Partner  with  respect  to  its  aggregate  2% general partner ownership interests totaled $55 in each period, which included incentive distributions of $45 in each period. Note 16 — Leases Lessee We lease various buildings and other facilities, real estate, vehicles, rail cars and other equipment, the majority of which are operating leases. We determine if a contract is or contains a lease by evaluating whether the contract explicitly or implicitly identifies an asset, whether we have the right to obtain substantially all of the economic benefits of the identified leased asset and to direct its use. ROU assets represent our right to use an underlying asset for the lease term and lease liabilities represent our obligation to make lease payments arising from the lease. We recognize ROU assets at the lease commencement date at the value of the lease liability adjusted for any prepayments, lease incentives received, and initial  direct  costs  incurred.  Lease  liabilities  are  recognized  at  the  lease  commencement  date  based  on  the  present  value  of  lease  payments  over  the  lease  term. These payments are discounted using the discount rate implicit in the lease, when available. We apply an incremental borrowing rate, which is developed utilizing a credit notching approach based on information available at the lease commencement date, to substantially all of our leases as the implicit rate is often not available. Lease expense is recognized on a straight-line basis over the expected lease term. Renewal and termination options are not included in the lease term unless we are reasonably  certain  that  such  options  will  be  exercised.  Leases  with  an  original  lease  term  of  one  year  or  less,  including  consideration  of  any  renewal  options assumed to be exercised, are not included in the Consolidated Balance Sheets. Certain lease arrangements, primarily fleet vehicle leases with lease terms of one to ten years, contain purchase options. The Company generally excludes purchase options in evaluating its leases unless it is reasonably certain that such options will be exercised. Additionally, leases of fleet vehicles often contain residual value guarantees that are due at the end of the lease. Such amounts are included in the determination of lease liabilities when we are reasonably certain that they will be owed. F-53 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Certain leasing arrangements require variable payments that are dependent on asset usage or are based on changes in index rates, such as the Consumer Price Index. The variable payments component of such leases cannot be determined at lease commencement and is not recognized in the measurement of ROU assets or lease liabilities, but is recognized in earnings in the period in which the obligation occurs. ROU assets and lease liabilities recorded in the Consolidated Balance Sheet as of September 30 are as follows: 2020 Location on the Balance Sheet ROU assets: Operating lease ROU assets Finance lease ROU assets Total ROU assets Lease liabilities: Operating lease liabilities — current Operating lease liabilities — noncurrent Finance lease liabilities — current Finance lease liabilities — noncurrent Total lease liabilities The components of lease cost for Fiscal 2020 are as follows: Operating lease cost Finance lease cost: Amortization of ROU assets Interest on lease liabilities Variable lease cost Short-term lease cost Total lease cost $ $ $ $ 415  52  467  87  334  5  41  467  Other assets Property, plant and equipment Other current liabilities Other noncurrent liabilities Current maturities of long-term debt Long-term debt $ $ 2020 102  5  3  5  3  118  The following table presents the cash and non-cash activity related to lease liabilities included in the Consolidated Statement of Cash Flows during Fiscal 2020: Cash paid related to lease liabilities: Operating cash flows — operating leases Operating cash flows — finance leases Financing cash flows — finance leases Non-cash lease liability activities: ROU assets obtained in exchange for operating lease liabilities (including the impact upon adoption) ROU assets obtained in exchange for finance lease liabilities 2020 103  3  4  506  22  $ $ $ $ $ F-54 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) The following table presents the weighted-average remaining lease term and weighted-average discount rate as of September 30, 2020: Weighted-average remaining lease term Operating leases Finance leases Weighted-average discount rate Operating leases Finance leases In years 6.2 2.4 % 3.8% 1.9% Expected annual lease payments based on maturities of operating and finance leases, as well as a reconciliation to the lease liabilities on the Consolidated Balance Sheet, as of September 30, 2020, were as follows: 2021 2022 2023 2024 2025 After 2025 Total Lease Payments Imputed Interest Lease Liabilities Operating leases Finance leases $ $ 102  $ 5  $ 86  $ 4  $ 73  $ 4  $ 63  $ 3  $ 48  $ 3  $ 109  $ 83  $ 481  102  $ $ (60) $ (56) $ 421  46  Approximately 85% of the operating lease liabilities presented above relate to AmeriGas Propane. At September 30, 2020, operating and finance leases that had not yet commenced were not material. Disclosures Related to Periods Prior to Adoption of ASC 842 As discussed above, the Company adopted ASC 842 effective October 1, 2019, using a modified retrospective approach. As required, the following disclosure is provided  for  periods  prior  to  adoption.  The  Company’s  future  minimum  payments  under  non-cancelable  operating  leases  at  September  30,  2019,  which  were accounted for under ASC 840, were as follows: Minimum operating lease payments $ 100  $ 86  $ 71  $ 62  $ 54  $ 139  2020 2021 2022 2023 2024 After  2024 Lessor We enter into lessor arrangements for the purposes of storing, gathering or distributing natural gas and LPG. AmeriGas Propane and UGI International have lessor arrangements that grant customers the right to use small, medium and large storage tanks, which we classify as operating leases. These agreements contain renewal options for periods up to nine years and certain agreements at UGI International contain a purchase option. Energy Services leases certain natural gas gathering assets  to  customers,  which  we  classify  as  operating  leases.  Lease  income  is  generally  recognized  on  a  straight-line  basis  over  the  lease  term  and  included  in “Revenues” on the Consolidated Statements of Income (see Note 4). Note 17 — Commitments and Contingencies Environmental Matters UGI Utilities From the late 1800s through the mid-1900s, UGI Utilities and its former subsidiaries owned and operated a number of MGPs prior to the general availability of natural gas. Some constituents of coal tars and other residues of the manufactured gas process are today considered hazardous substances under the Superfund Law and  may  be  present  on  the  sites  of  former  MGPs.  Between  1882  and  1953,  UGI  Utilities  owned  the  stock  of  subsidiary  gas  companies  in  Pennsylvania  and elsewhere and also operated the businesses of some gas companies under agreement. By the early 1950s, UGI Utilities divested all of its utility operations other than  certain  gas  and  electric  operations.  Beginning  in  2006  and  2008,  UGI  Utilities  also  owned  and  operated  two  acquired  subsidiaries  (CPG  and  PNG),  with similar histories of owning, and in some cases operating, MGPs in Pennsylvania. CPG and PNG merged into UGI Utilities effective October 1, 2018. F-55 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Prior  to  the  Utility  Merger,  each  of  UGI  Utilities  and  its  subsidiaries,  CPG  and  PNG,  were  subject  to  COAs  with  the  PADEP  to  address  the  remediation  of specified former MGP sites in Pennsylvania. In accordance with the COAs, as amended to recognize the Utility Merger, UGI Utilities, as the successor to CPG and PNG, was required to either obtain a certain number of points per calendar year based on defined eligible environmental investigatory and/or remedial activities at the MGPs and in the case of one COA, an additional obligation to plug specific natural gas wells, or make expenditures for such activities in an amount equal to an annual environmental cost cap (i.e. minimum expenditure threshold). The annual cost cap of the three COAs, in the aggregate, was $5. Effective October 1, 2020, the  three  COAs  were  consolidated  into  one  agreement  that  superseded  the  existing  agreements  without  modifications  to  the  aggregate  annual  cost  cap,  and  is scheduled  to  expire  at  the  end  of  2031.  At  September  30,  2020  and  2019,  our  aggregate  estimated  accrued  liabilities  for  environmental  investigation  and remediation costs related to the COAs totaled $53 and $50, respectively. We  do  not  expect  the  costs  for  investigation  and  remediation  of  hazardous  substances  at  Pennsylvania  MGP  sites  to  be  material  to  UGI  Utilities’  results  of operations because UGI Utilities receives ratemaking recovery of actual environmental investigation and remediation costs associated with the sites covered by the COAs. This ratemaking recognition reconciles the accumulated difference between historical costs and rate recoveries with an estimate of future costs associated with the sites. As such, UGI Utilities has recorded an associated regulatory asset for these costs because recovery of these costs from customers is probable (see Note 9). From time to time, UGI Utilities is notified of sites outside Pennsylvania on which private parties allege MGPs were formerly owned or operated by UGI Utilities or owned or operated by a former subsidiary. Such parties generally investigate the extent of environmental contamination or perform environmental remediation. Management  believes  that under applicable  law UGI Utilities  should not be liable  in those instances  in which a former  subsidiary owned or operated  an MGP. There could be, however, significant future costs of an uncertain amount associated with environmental damage caused by MGPs outside Pennsylvania that UGI Utilities directly operated, or that were owned or operated by a former subsidiary of UGI Utilities if a court were to conclude that (1) the subsidiary’s separate corporate form should be disregarded, or (2) UGI Utilities should be considered to have been an operator because of its conduct with respect to its subsidiary’s MGP. At September  30, 2020 and 2019, neither  the undiscounted  nor the accrued  liability  for environmental  investigation  and cleanup  costs for UGI Utilities’ MGP sites outside Pennsylvania was material. AmeriGas Propane AmeriGas OLP Saranac Lake. In  2008,  the  NYDEC  notified  AmeriGas  OLP  that  the  NYDEC  had  placed  property  purportedly  owned  by  AmeriGas  OLP  in Saranac Lake, New York on the New York State Registry of Inactive Hazardous Waste Disposal Sites.  A site characterization study performed by the NYDEC disclosed contamination related to a former MGP.  AmeriGas OLP responded to the NYDEC in 2009 to dispute the contention it was a PRP as it did not operate the MGP and appeared to only own a portion of the site.  In 2017, the NYDEC communicated to AmeriGas OLP that the NYDEC had previously issued three RODs  related  to  remediation  of  the  site  totaling  approximately  $28  and  requested  additional  information  regarding  AmeriGas  OLP’s  purported  ownership. AmeriGas  OLP  renewed  its  challenge  to  designation  as  a  PRP  and  identified  potential  defenses.    The  NYDEC  subsequently  identified  a  third  party  PRP  with respect to the site. The NYDEC commenced implementation of the remediation plan in the spring of 2018.  Based on our evaluation of the available information as of September 30, 2020,  the  Partnership  has  an  undiscounted  environmental  remediation  liability  of  $8  related  to  the  site.  Our  share  of  the  actual  remediation  costs  could  be significantly more or less than the accrued amount. Other Matters Purported Class Action Lawsuits. Between  May  and  October  of  2014,  purported  class  action  lawsuits  were  filed  in  multiple  jurisdictions  against  the Partnership/UGI and a competitor by certain of their direct and indirect customers.  The class action lawsuits allege, among other things, that the Partnership and its competitor colluded, beginning in 2008, to reduce the fill level of portable propane cylinders from 17 pounds to 15 pounds and combined to persuade their common customer,  Walmart  Stores, Inc., to accept  that fill  reduction,  resulting  in increased  cylinder  costs to retailers  and end-user customers  in violation  of federal  and certain state antitrust laws.  The claims seek treble damages, injunctive relief, attorneys’ fees and costs on behalf of the putative classes. On  October  16,  2014,  the  United  States  Judicial  Panel  on  Multidistrict  Litigation  transferred  all  of  these  purported  class  action  cases  to  the  Western  Missouri District Court.  As the result of rulings on a series of procedural filings, including petitions filed F-56 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) with the Eighth Circuit and the U.S. Supreme Court, both the federal and state law claims of the direct customer plaintiffs and the state law claims of the indirect customer plaintiffs were remanded to the Western Missouri District Court.  The decision of the Western Missouri District Court to dismiss the federal antitrust claims of the indirect customer plaintiffs was upheld by the Eighth Circuit.  On April 15, 2019, the Western Missouri District Court ruled that it has jurisdiction over the indirect purchasers’ state law claims and that the indirect customer plaintiffs have standing to pursue those claims. On August 21, 2019, the District Court partially granted the Company’s motion for judgment on the pleadings and dismissed the claims of indirect customer plaintiffs from ten states and the District of Columbia. On  October  2,  2019,  the  Partnership  reached  an  agreement  to  resolve  the  claims  of  the  direct  purchaser  class  of  plaintiffs;  the  agreement  received  final  court approval on June 18, 2020. On September 18, 2020, the Partnership and counsel for the indirect purchaser plaintiffs filed a joint statement with the court that they had reached an agreement in principle to settle the claims of the remaining classes and plaintiffs, subject to court approval. Although we cannot predict the final results of these pending claims and legal actions, we believe, after consultation with counsel, that the final outcome of these matters will not have a material effect on our financial statements. In addition to the matters described above, there are other pending claims and legal actions arising in the normal course of our businesses. Although we cannot predict the final results of these pending claims and legal actions, we believe, after consultation with counsel, that the final outcome of these matters will not have a material effect on our financial statements. F-57 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Note 18 — Fair Value Measurements Recurring Fair Value Measurements The following table presents, on a gross basis, our financial assets and liabilities including both current and noncurrent portions, that are measured at fair value on a recurring basis within the fair value hierarchy as described in Note 2: Level 1 Level 2 Level 3 Total Asset (Liability) September 30, 2020: Derivative instruments: Assets: Commodity contracts Foreign currency contracts    Liabilities: Commodity contracts Foreign currency contracts Interest rate contracts Non-qualified supplemental postretirement grantor trust investments (a) September 30, 2019 Derivative instruments: Assets: Commodity contracts Foreign currency contracts   Liabilities: Commodity contracts Foreign currency contracts Interest rate contracts Non-qualified supplemental postretirement grantor trust investments (a) $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 68  $ —  $ (54) $ —  $ —  $ 39  $ 32  $ (64) $ (14) $ (55) $ —  $ —  $ —  $ —  $ —  $ 42  $ —  $ —  $ 32  $ —  $ (62) $ —  $ —  $ 10  $ 59  $ (113) $ (4) $ (12) $ —  $ —  $ —  $ —  $ —  $ 40  $ —  $ —  $ 107  32  (118) (14) (55) 42  42  59  (175) (4) (12) 40  (a) Consists primarily of mutual fund investments held in grantor trusts associated with non-qualified supplemental retirement plans (see Note 8). The fair values of our Level 1 exchange-traded  commodity  futures  and option contracts  and non-exchange-traded  commodity  futures and forward contracts  are based upon actively quoted market prices for identical assets and liabilities. The remainder of our derivative instruments are designated as Level 2. The fair values of certain non-exchange-traded commodity derivatives designated as Level 2 are based upon indicative price quotations available through brokers, industry price publications or recent market transactions and related market indicators. The fair values of our Level 2 interest rate contracts and foreign currency contracts are based upon third-party quotes or indicative values based on recent market transactions. The fair values of investments held in grantor trusts are derived from quoted market prices as substantially all of the investments in these trusts have active markets. Other Financial Instruments The carrying amounts of other financial instruments included in current assets and current liabilities (except for current maturities of long-term debt) approximate their fair values because of their short-term nature. We estimate the fair value of long-term debt by using current market rates and by discounting future cash flows using rates available for similar type debt F-58                                                                   Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) (Level 2). The carrying amounts and estimated fair values of our long-term debt (including current maturities but excluding unamortized debt issuance costs) were as follows: Carrying amount Estimated fair value 2020 2019 $ $ 6,081  $ 6,504  $ 5,857  6,189  Financial instruments other than derivative instruments, such as short-term investments and trade accounts receivable, could expose us to concentrations of credit risk. We limit credit risk from short-term investments by investing only in investment-grade commercial paper, money market mutual funds, securities guaranteed by the U.S. Government or its agencies and FDIC insured bank deposits. The credit risk arising from concentrations of trade accounts receivable is limited because we have a large customer base that extends across many different U.S. markets and a number of foreign countries. For information regarding concentrations of credit risk associated with our derivative instruments, see Note 19. Note 19 — Derivative Instruments and Hedging Activities We are exposed to certain market risks related to our ongoing business operations. Management uses derivative financial and commodity instruments, among other things, to manage: (1) commodity price risk; (2) interest rate risk; and (3) foreign currency exchange rate risk. Although we use derivative financial and commodity instruments to reduce market risk associated with forecasted transactions, we do not use derivative financial and commodity instruments for speculative or trading purposes. The use of derivative instruments is controlled by our risk management and credit policies, which govern, among other things, the derivative instruments we  can  use,  counterparty  credit  limits  and  contract  authorization  limits.  Although  our  commodity  derivative  instruments  extend  over  a  number  of  years,  a significant  portion  of  our  commodity  derivative  instruments  economically  hedge  commodity  price  risk  during  the  next  twelve  months.  For  information  on  the accounting for our derivative instruments, see Note 2. The following summarizes the types of derivative instruments used by the Company to manage certain market risks: Commodity Price Risk Regulated Utility Operations Natural Gas Gas Utility’s tariffs contain clauses that permit recovery of all prudently incurred costs of natural gas it sells to retail core-market customers, including the cost of financial  instruments  used  to  hedge  purchased  gas  costs.  As  permitted  and  agreed  to  by  the  PAPUC  pursuant  to  Gas  Utility’s  annual  PGC  filings,  Gas  Utility currently uses NYMEX natural gas futures and option contracts to reduce commodity price volatility associated with a portion of the natural gas it purchases for its retail core-market customers. See Note 9 for further information on the regulatory accounting treatment for these derivatives instruments. Non-utility Operations LPG In order to manage market price risk associated with the Partnership’s fixed-price programs and to reduce the effects of short-term commodity price volatility, the Partnership  uses  over-the-counter  derivative  commodity  instruments,  principally  price  swap  contracts.  In  addition,  the  Partnership  and  our  UGI  International operations also use over-the-counter price swap contracts to reduce commodity price volatility associated with a portion of their forecasted LPG purchases. Natural Gas In order to manage market price risk relating to fixed-price sales contracts for physical natural gas, Midstream & Marketing enters into NYMEX and over-the- counter natural gas futures and over-the-counter and ICE natural gas basis swap contracts. In addition, Midstream & Marketing uses NYMEX and over-the-counter futures and options contracts to economically hedge price volatility associated with the gross margin derived from the purchase and anticipated later near-term sale of natural gas storage inventories. Outside of the financial market, Midstream & Marketing also uses ICE and over-the-counter forward physical contracts. UGI International  also  uses  natural  gas  futures  and  forward  contracts  to  economically  hedge  market  price  risk  associated  with  fixed-price  sales  contracts  with  its customers. F-59 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Electricity In  order  to  manage  market  price  risk  relating  to  fixed-price  sales  contracts  for  electricity,  Midstream  &  Marketing  enters  into  electricity  futures  and  forward contracts.  Midstream  &  Marketing  also  uses  NYMEX  and  over-the-counter  electricity  futures  contracts  to  economically  hedge  the  price  of  a  portion  of  its anticipated  future  sales of electricity  from its electric  generation  facilities.  UGI International  also uses electricity  futures and forward contracts  to economically hedge market price risk associated with fixed-price sales and purchase contracts for electricity. Interest Rate Risk Certain of our long-term debt agreements have interest rates that are generally indexed to short-term market interest rates. In order to fix the underlying short-term market interest rates, we may enter into pay-fixed, receive-variable interest rate swap agreements and designate such swaps as cash flow hedges. The remainder of our long-term debt is typically issued at fixed rates of interest. As this long-term debt matures, we typically refinance such debt with new debt having interest rates reflecting then-current market conditions. In order to reduce market rate risk on the underlying benchmark rate of interest associated with near- to  medium-term  forecasted  issuances  of  fixed-rate  debt,  from  time  to  time  we  enter  into  IRPAs.  We  account  for  IRPAs  as  cash  flow  hedges.  There  were  no unsettled IRPAs during any of the periods presented. At September 30, 2020, the amount of pre-tax net losses associated with interest rate hedges (excluding pay- fixed, receive-variable interest rate swaps) expected to be reclassified into earnings during the next twelve months is $4. Foreign Currency Exchange Rate Risk Forward Foreign Currency Exchange Contracts In order to reduce the volatility in net income associated with our foreign operations, principally as a result of changes in the U.S. dollar exchange rate to the euro and British pound sterling, we enter into forward foreign currency exchange contracts. We layer in these foreign currency exchange contracts over a multi-year period  to  eventually  equal  approximately  90%  of  anticipated  UGI  International  local  currency  earnings  before  income  taxes.  Because  these  contracts  are  not designated as hedging instruments, realized and unrealized gains and losses on these contracts are recorded in “Other non-operating (expense) income, net” on the Consolidated Statements of Income. In order to reduce exposure to foreign exchange rate volatility related to our foreign LPG operations, we previously entered into forward foreign currency exchange contracts to hedge a portion of anticipated U.S. dollar-denominated LPG product purchases primarily during the heating-season months of October through March. The last such contracts expired in September 2019. We accounted for these foreign currency exchange contracts as cash flow hedges. Net Investment Hedges From time to time we also enter into certain forward foreign currency exchange contracts to reduce the volatility of the U.S. dollar value of a portion of our UGI International euro-denominated  net investments. We account for these foreign currency exchange contracts as net investment hedges and all changes in the fair value of these contracts are reported in the cumulative translation adjustment component in AOCI. During Fiscal 2020, we changed the method used for measuring ineffectiveness of our net investment hedges from the forward rate method to the spot rate method and the income statement impact of the change was not material. Our euro-denominated long-term debt has also been designated as net investment hedges of a portion of our UGI International euro-denominated net investment. We recognized pre-tax (losses) gains associated with these net investment hedges in the cumulative translation adjustment component in AOCI of $(53) and $31 during Fiscal 2020 and 2019, respectively. Cross Currency Contracts Prior to the repayment of its U.S. dollar denominated variable-rate term loan during Fiscal 2019, Flaga used cross-currency contracts to hedge its exposure to the variability  in  expected  future  cash  flows  associated  with  the  foreign  currency  and  interest  rate  risk  associated  with  this  debt.  These  cross-currency  contracts included initial and final exchanges of principal from a fixed euro denomination to a fixed U.S. dollar-denominated amount, to be exchanged at a specified rate, which was determined by the market spot rate on the date of issuance. These cross-currency contracts also included interest rate swaps of a floating U.S. F-60 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) dollar-denominated interest rate to a fixed euro-denominated interest rate. We designated these cross-currency contracts as cash flow hedges. These cross-currency contracts were settled concurrent with the repayment of this debt during Fiscal 2019. Quantitative Disclosures Related to Derivative Instruments The following table summarizes by derivative type the gross notional amounts related to open derivative contracts at September 30, 2020 and 2019 and the final settlement dates of the Company's open derivative contracts as of September 30, 2020, excluding those derivatives that qualified for the NPNS exception: Commodity Price Risk: Type Regulated Utility Operations Gas Utility NYMEX natural gas futures and option contracts Non-utility Operations LPG swaps Natural gas futures, forward, basis swap, options and pipeline contracts Electricity long forward and futures contracts Electricity short forward and futures contracts Interest Rate Risk: Interest rate swaps Interest rate swaps Foreign Currency Exchange Rate Risk: Forward foreign exchange contracts Net investment hedge forward foreign exchange contracts Derivative Instrument Credit Risk Units Settlements Extending Through Notional Amounts  (in millions) September 30, 2020 2019 Dekatherms October 2021 22  23  Gallons Dekatherms Kilowatt hours Kilowatt hours Euro USD USD Euro February 2023 December 2024 January 2024 April 2024 October 2022 July 2024 September 2023 October 2024 846  339  4,517  188  300  € 1,344  $ 511  $ 173  € 800  329  3,098  367  300  1,357  516  173  € $ $ € We are exposed to risk of loss in the event of nonperformance by our derivative instrument counterparties. Our derivative instrument counterparties principally comprise  large  energy  companies  and  major  U.S.  and  international  financial  institutions.  We  maintain  credit  policies  with  regard  to  our  counterparties  that  we believe  reduce  overall  credit  risk.  These  policies  include  evaluating  and  monitoring  our  counterparties’  financial  condition,  including  their  credit  ratings,  and entering  into  agreements  with  counterparties  that  govern  credit  limits  or  entering  into  netting  agreements  that  allow  for  offsetting  counterparty  receivable  and payable balances for certain financial transactions, as deemed appropriate. Certain of these agreements call for the posting of collateral by the counterparty or by the Company in the forms of letters of credit, parental guarantees or cash. Additionally, our commodity exchange-traded futures contracts generally require cash deposits  in  margin  accounts.  Restricted  cash  in  brokerage  accounts  is  reported  in  “Restricted  cash”  on  the  Consolidated  Balance  Sheets.  Although  we  have concentrations  of  credit  risk  associated  with  derivative  instruments,  the  maximum  amount  of  loss  we  would  incur  if  these  counterparties  failed  to  perform according to the terms of their contracts, based upon the gross fair values of the derivative instruments, was not material at September 30, 2020. Certain of the Partnership’s derivative contracts have credit-risk-related contingent features that may require the posting of additional collateral in the event of a downgrade of the Partnership’s debt rating. At September 30, 2020, if the credit-risk-related contingent features were triggered, the amount of collateral required to be posted would not be material. F-61 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Offsetting Derivative Assets and Liabilities Derivative assets and liabilities are presented net by counterparty on the Consolidated Balance Sheets if the right of offset exists. We offset amounts recognized for the  right  to  reclaim  cash  collateral  or  the  obligation  to  return  cash  collateral  against  amounts  recognized  for  derivative  instruments  executed  with  the  same counterparty.  Our  derivative  instruments  include  both  those  that  are  executed  on  an  exchange  through  brokers  and  centrally  cleared  and  over-the-counter transactions. Exchange contracts utilize a financial intermediary, exchange, or clearinghouse to enter, execute, or clear the transactions. Over-the-counter contracts are bilateral contracts that are transacted directly with a third party. Certain over-the-counter and exchange contracts contain contractual rights of offset through master netting arrangements, derivative clearing agreements, and contract default provisions. In addition, the contracts are subject to conditional rights of offset through counterparty nonperformance, insolvency or other conditions. In general, most of our over-the-counter transactions and all exchange contracts are subject to collateral requirements. Types of collateral generally include cash or letters of credit. Cash collateral paid by us to our over-the-counter derivative counterparties, if any, is reflected in the table below to offset derivative liabilities. Cash collateral received by us from our over-the-counter derivative counterparties, if any, is reflected in the table below to offset derivative assets. Certain other accounts receivable and accounts payable balances recognized on the Consolidated Balance Sheets with our derivative counterparties are not included in the table below but could reduce our net exposure to such counterparties because such balances are subject to master netting or similar arrangements. F-62 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Fair Value of Derivative Instruments The following table presents the Company’s derivative assets and liabilities by type, as well as the effects of offsetting, as of September 30: Derivative assets: Derivatives designated as hedging instruments: Foreign currency contracts Derivatives subject to PGC and DS mechanisms: Commodity contracts Derivatives not designated as hedging instruments: Commodity contracts Foreign currency contracts Total derivative assets – gross Gross amounts offset in the balance sheet Total derivative assets – net Derivative liabilities: Derivatives designated as hedging instruments: Interest rate contracts Derivatives subject to PGC and DS mechanisms: Commodity contracts Derivatives not designated as hedging instruments: Commodity contracts Foreign currency contracts Total derivative liabilities – gross Gross amounts offset in the balance sheet Cash collateral pledged Total derivative liabilities – net F-63 2020 2019 $ 17  $ 7  100  15  115  139  (57) 82  $ (55) $ —  (118) (14) (132) (187) 57  7  (123) $ $ $ $ 17  1  41  42  83  101  (29) 72  (12) (4) (171) (4) (175) (191) 29  29  (133)         Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Effects of Derivative Instruments The following tables provide information on the effects of derivative instruments on the Consolidated Statements of Income and changes in AOCI for Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018: Gain (Loss)  Recognized in  AOCI Gain (Loss)  Reclassified from  AOCI into Income 2020 2019 2018 2020 2019 2018 Location of Gain (Loss) Reclassified from  AOCI into Income —  $ 1  $ —  $ —  $ 2  $ —  (53) (53) $ —  (11) (10) $ 2  —  2  $ —  (13) (13) $ —  (6) (4) $ Cost of sales Interest expense /other operating income, net Interest expense (3) 1  (5) (7) Cash Flow Hedges: Foreign currency contracts Cross-currency contracts Interest rate contracts Total Net Investment Hedges: Foreign currency contracts $ $ $ (1) $ 17  $ —  Gain (Loss)  Recognized in Income 2020 2019 2018 Derivatives Not Designated as Hedging Instruments: Commodity contracts Commodity contracts Foreign currency contracts Total $ $ (32) $ 10  (20) (42) $ (344) $ 7  38  (299) $ 155  (5) 16  166  Location of  Gain (Loss)  Recognized in Income Cost of sales Revenues Other non-operating (expense) income, net We are also a party to a number of other contracts that have elements of a derivative instrument. However, these contracts qualify for NPNS exception accounting because they provide for the delivery of products or services in quantities that are expected to be used in the normal course of operating our business and the price in the contract is based on an underlying that is directly associated with the price of the product or service being purchased or sold. These contracts include, among others, binding purchase orders, contracts that provide for the purchase and delivery, or sale, of energy products, and service contracts that require the counterparty to provide commodity storage, transportation or capacity service to meet our normal sales commitments. Note 20 — Accumulated Other Comprehensive Income (Loss) Other comprehensive income (loss) principally comprises (1) gains and losses on derivative instruments qualifying as cash flow hedges, net of reclassifications to net income; (2) actuarial gains and losses on postretirement benefit plans, net of associated amortization; and (3) foreign currency translation and long-term intra- company transaction adjustments. F-64                                           Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Changes in AOCI during Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018 are as follows: AOCI - September 30, 2017 Other comprehensive income (loss) before reclassification adjustments (after- tax) Amounts reclassified from AOCI:     Reclassification adjustments (pre-tax)     Reclassification adjustments tax expense (benefit)     Reclassification adjustments (after-tax) Other comprehensive income (loss) attributable to UGI AOCI - September 30, 2018 Other comprehensive loss before reclassification adjustments (after-tax) Amounts reclassified from AOCI:     Reclassification adjustments (pre-tax)     Reclassification adjustments tax benefit     Reclassification adjustments (after-tax) Other comprehensive loss attributable to UGI Reclassification of stranded income tax effects related to TCJA AOCI - September 30, 2019 Other comprehensive (loss) income before reclassification adjustments (after- tax) Amounts reclassified from AOCI:     Reclassification adjustments (pre-tax)     Reclassification adjustments tax benefit     Reclassification adjustments (after-tax) Other comprehensive (loss) income attributable to UGI AOCI - September 30, 2020 $ $ $ $ $ Postretirement  Benefit  Plans Derivative  Instruments Foreign  Currency Total (19) $ (21) $ (53) $ 10  (3) 1  (2) 8  (11) (13) 2  (1) 1  (12) (3) (26) (3) 4  (1) 3  —  (26) $ $ $ $ 1  7  (3) 4  5  (16) (7) 4  (2) 2  (5) (4) (25) (38) 13  (4) 9  (29) (54) $ $ $ $ (30) —  —  —  (30) (83) (83) —  —  —  (83) —  (166) 99  —  —  —  99  (67) $ $ $ $ For additional information on amounts reclassified from AOCI relating to derivative instruments, see Note 19. Note 21 — Other Operating Income, Net and Other Non-Operating (Expense) Income, Net Other Operating Income, Net Other operating income, net, for Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018 comprises the following: Finance charges Interest and interest-related income Utility non-tariff service income Gains on sales of fixed assets, net Other, net Total other operating income, net 2020 2019 2018 $ $ 9  $ 2  —  5  5  21  $ 17  $ 6  1  3  4  31  $ F-65 (93) (19) 4  (2) 2  (17) (110) (103) 6  (3) 3  (100) (7) (217) 58  17  (5) 12  70  (147) 16  3  3  5  5  32  Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Other Non-Operating (Expense) Income, Net Other non-operating (expense) income, net for Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018 comprises the following: (Losses) gains on foreign currency contracts, net Pension and other postretirement plans non-service income, net Total other non-operating (expense) income, net Note 22 — Quarterly Data (unaudited) 2020 2019 2018 $ $ (20) $ —  (20) $ 38  $ 1  39  $ 16  —  16  The following unaudited quarterly data includes adjustments (consisting only of normal recurring adjustments with the exception of those indicated below) that we consider necessary for a fair presentation unless otherwise indicated. Our quarterly results fluctuate primarily because of the seasonal nature of our businesses and the effects of unrealized gains and losses on commodity and certain foreign currency derivative instruments (see Note 19) and other significant discrete items that can affect the comparison of period-over-period results. Revenues Operating income (loss) Net income (loss) including noncontrolling interests Net income (loss) attributable to UGI Corporation Earnings (loss) per common share attributable to UGI Corporation stockholders: Basic Diluted Weighted-average common shares outstanding (thousands): $ $ $ $ $ $ December 31, March 31, June 30, September 30, 2019 2018  (a) 2020 2019 2020  (b) 2019 2020 2019  (c) 2,007  $ 377  $ 2,200  $ 168  $ 2,229  $ 362  $ 2,606  $ 539  $ 1,199  $ 174  $ 1,364  $ 9  $ 1,124  $ 69  $ 1,150  (99) 212  $ 89  $ 226  $ 396  $ 84  $ (46) $ 10  $ (131) 212  $ 64  $ 226  $ 246  $ 85  $ (2) $ 9  $ (52) 1.01  $ 1.00  $ 0.37  $ 0.36  $ 1.08  $ 1.07  $ 1.41  $ 1.38  $ 0.41  $ 0.41  $ (0.01) $ (0.01) $ 0.05  $ 0.05  $ (0.27) (0.27) Basic Diluted 209,439  211,258  174,413  177,566  208,941  209,808  174,501  177,318  208,598  208,975  174,759  174,759  208,655  209,357  189,905  189,905  Includes loss on extinguishments of debt at UGI International which reduced net income attributable to UGI by $4. (a) (b) Includes impairment of Conemaugh assets held-for-sale at Midstream & Marketing which reduced net income attributable to UGI by $37 (see Note 5). (c) Weighted-average  common  shares  outstanding  includes  the  impact  from  the  August  2019  issuance  of  34,613  thousand  shares  of  UGI  Common  Stock  in connection with the AmeriGas Merger (see Note 5). Note 23 — Segment Information Our operations comprise four reportable segments generally based upon products or services sold, geographic location and regulatory environment: (1) AmeriGas Propane; (2) UGI International; (3) Midstream & Marketing; and (4) UGI Utilities. AmeriGas  Propane  derives  its  revenues  principally  from  the  sale  of  propane  and  related  equipment  and  supplies  to  retail  customers  in  all  50  states.  UGI International derives its revenues principally from the distribution of LPG to retail customers in France and in northern, central and eastern European countries.  In addition, UGI International derives revenue from natural gas marketing businesses in France, Belgium and the United Kingdom and a natural gas and electricity marketing business in the Netherlands. Midstream & Marketing derives its revenues principally from the sale of natural gas, liquid fuels and electricity as well as revenues and fees from storage, pipeline transportation, natural gas gathering and natural gas production activities primarily in the Mid-Atlantic region of the U.S. eastern Ohio and the panhandle of West Virginia. Midstream & Marketing also F-66 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) derives revenues from the sale of electricity through PJM, a regional electricity transmission organization in the eastern U.S., and, prior to its sale on September 30, 2020,  also  from  contracting  services  provided  by  HVAC  to  customers  in  portions  of  eastern  and  central  Pennsylvania  (see  Note  5).  UGI  Utilities  derives  its revenues  principally  from  the  sale  and  distribution  of  natural  gas  to  customers  in  eastern  and  central  Pennsylvania  and,  to  a  lesser  extent,  from  the  sale  and distribution of electricity in two northeastern Pennsylvania counties. Corporate & Other includes certain items that are excluded from our CODM’s assessment of segment performance (see below for further details on these items). Corporate  &  Other  also  includes  the  net  expenses  of  UGI’s  captive  general  liability  insurance  company,  UGI’s  corporate  headquarters  facility  and  UGI’s unallocated  corporate  and  general  expenses  as  well  as  interest  expense  on  debt  incurred  by  UGI  Corporation  that  is  not  allocated.  Corporate  &  Other  assets principally comprise cash and cash equivalents of UGI and its captive insurance company, and UGI corporate headquarters’ assets. The  accounting  policies  of  our  reportable  segments  are  the  same  as  those  described  in  Note  2.  Our  CODM  evaluates  the  performance  of  all  of  our  reportable segments based upon earnings before interest expense and income taxes, excluding the items noted below. No single customer represents more than ten percent of our consolidated revenues. In addition, all of our reportable segments’ revenues, other than those of UGI International, are derived from sources within the United States, and all of our reportable segments’ long-lived assets, other than those of UGI International, are located in the United States. The amounts of revenues and long-lived assets associated with our operations in France represent approximately 20% and 10% of the respective consolidated amounts. Total Elim-  inations AmeriGas  Propane UGI International Midstream  & Marketing UGI Utilities Corporate &  Other (a) 2020 Revenues from external customers Intersegment revenues Cost of sales Operating income (loss) Income from equity investees Other non-operating (expense) income, net Earnings (losses) before interest expense and income taxes Interest expense Income tax (expense) benefit Net income (loss) attributable to UGI Depreciation and amortization Total assets Short-term borrowings Capital expenditures (including the effects of accruals) Investments in equity investees 2019 Revenues from external customers Intersegment revenues Cost of sales Operating income (loss) Income from equity investees Loss on extinguishments of debt Other non-operating income (expense), net Earnings (losses) before interest expense and income taxes Interest expense Income tax (expense) benefit Noncontrolling interests’ net (income) loss Net income (loss) attributable to UGI $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 6,559  —  3,149  982  27  (20) 989  (322) (135) 532  484  13,985  347  665  200  7,320  —  4,323  617  9  (6) 39  659  (258) (93) (52) 256  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ —  (232) (b) (229) (b) —    —    —  —  —    —    —    —    (282) —    —    —    —  (306) (b) (301) (b) —    —    —  (1) (1) —    —    —  (1)   $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ F-67 2,381  —  960  373  —  —  373  (164) (53) 156  178  4,327  186  135  —  2,682  —  1,191  404  —  —  —  404  (167) (26) (143) 68  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 2,127  —  1,191  241  (c) —  18  259  (31) (55) 173  125  3,123  1  89  10  2,372  —  1,416  229  —  —  5  234  (25) (64) —  145  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 1,065  182  892  140  27  (d) 1  168  (42) (34) 92  75  2,775  19  93  190  1,281  235  1,241  105  9  (d) —  —  114  (9) (27) —  78  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 983  47  448  229  —  —  229  (54) (39) 136  105  3,809  141  348  —  981  68  481  224  —  —  2  226  (50) (43) —  133  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 3  3  (113) (1) —  (39) (40) (31) 46  (25) 1  233  —  —  —  4  3  295  (345) —  (6) 33  (318) (7) 67  91  (167)                                 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) Total Elim-  inations AmeriGas  Propane UGI International Midstream  & Marketing UGI Utilities Corporate &  Other (a) Depreciation and amortization Total assets Short-term borrowings Capital expenditures (including the effects of accruals) Investments in equity investees 2018 Revenues from external customers Intersegment revenues Cost of sales Operating income (loss) Income (loss) from equity investees Other non-operating income (expense), net Earnings before interest expense and income taxes Interest expense Income tax (expense) benefit (e) Noncontrolling interests’ net (income) loss Net income (loss) attributable to UGI Depreciation and amortization Total assets Short-term borrowings Capital expenditures (including the effects of accruals) Investments in equity investees $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 448  13,347  796  707  190  7,651  —  4,075  1,065  4  16  1,085  (230) (33) (103) 719  455  11,981  425  597  88  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ —    (353) —    —    —    —  (371) (b) (367) (b) 1    —    (1) —  —    (1)   —  (1)   —    (125) —  —  —  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ F-68 179  4,095  328  107  —  2,823  —  1,315  422  —  —  422  (163) (31) (152) 76  186  3,934  232  101  —  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 124  2,975  211  106  12  2,684  —  1,620  248  (1) (7) 240  (21) (69) 3  153  141  3,279  1  111  13  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 51  2,745  91  138  178  1,149  273  1,091  175  5  (d) (1) 179  (2) (50) —  127  43  1,329  2  43  75  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 93  3,560  166  355  —  998  94  523  240  —  (2) 238  (43) (54) —  141  85  3,266  190  339  —  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 1  325  —  1  —  (3) 4  (107) (21) —  27  6  (1) 172  46  223  —  298  —  3  —                  Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) (a) Corporate & Other includes specific items attributable to our reportable segments that are not included in the segment profit measures used by our CODM in assessing our reportable segments’ performance or allocating resources. The following table presents such pre-tax gains (losses) which have been included in Corporate & Other, and the reportable segments to which they relate, for Fiscal 2020, Fiscal 2019 and Fiscal 2018: Location on Income Statement AmeriGas Propane UGI International Midstream & Marketing 2020 Net gains on commodity derivative instruments not associated with current-period transactions Net gains on commodity derivative instruments not associated with current-period transactions Unrealized losses on foreign currency derivative instruments Acquisition and integration expenses associated with the CMG Acquisition LPG business transformation expenses Loss on disposals of Conemaugh and HVAC Revenues Cost of Sales Other non-operating (expense) income, net Operating and administrative expenses Operating and administrative expenses Loss on disposals of Conemaugh and HVAC 2019 Net gains on commodity derivative instruments not associated with current-period transactions Net losses on commodity derivative instruments not associated with current-period transactions Unrealized gains on foreign currency derivative instruments Loss on extinguishments of debt AmeriGas Merger expenses Acquisition and integration expenses associated with the CMG Acquisition LPG business transformation expenses Revenues Cost of sales Other non-operating (expense) income, net Loss on extinguishment of debt Operating and administrative expenses Operating and administrative expenses Operating and administrative expenses 2018 Net gains on commodity derivative instruments not associated with current-period transactions Net gains (losses) on commodity derivative instruments not associated with current-period transactions Unrealized gains on foreign currency derivative instruments Integration expenses associated with Finagaz Impairment of Partnership tradenames and trademarks Revenues Cost of Sales Other non-operating (expense) income, net Operating and administrative expenses Impairment of Partnership tradenames and trademarks $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ —  $ 72  $ —  $ —  $ (44) $ —  $ —  $ (117) $ —  $ —  $ $ (6) —  $ $ (15) —  $ 13  $ —  $ —  $ (75) $ —  —  (36) —  (18) —  —  (143) 32  (6) —  —  (9) —  93  29  (31) —  $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ 3  42  —  (2) —  (54) 4  (35) —  —  —  (16) —  (4) 2  —  —  —  (b) Represents the elimination of intersegment transactions principally among Midstream & Marketing, UGI Utilities and AmeriGas Propane. (c) Beginning October 1, 2019, UGI International is allocated a portion of indirect corporate expenses. Prior to October 1, 2019, these expenses were billed to its parent company, which is included in Corporate & Other. (d) Fiscal 2020 and Fiscal 2019 also includes income from Pennant subsequent to the CMG Acquisition (see Note 5). Includes AFUDC associated with PennEast (see Note 2). F-69 Table of Contents UGI Corporation and Subsidiaries Notes to Consolidated Financial Statements (Currency in millions, except per share amounts and where indicated otherwise) (e) Fiscal 2018 results include impacts from the TCJA in the U.S. See Notes 7 and 9 for additional information. For Fiscal 2018, the remeasurement impacts from the TCJA and, for UGI International, the December 2017 French Finance Bills, were allocated from each of AmeriGas Propane, UGI International, Midstream & Marketing and UGI Utilities to Corporate & Other in amounts of $113, $4, $70 and $8, respectively. Note 24 — Global LPG Business Transformation Initiatives During the fourth quarter of Fiscal 2019, we began executing on multi-year business transformation initiatives at our AmeriGas Propane and UGI International business segments. These initiatives are designed to improve long-term operational performance by, among other things, reducing costs and improving efficiency in the areas of sales and marketing, supply and logistics, operations, purchasing, and administration. In addition, these business transformation initiatives focus on enhancing  the  customer  experience  through, among other  things, enhanced  customer  relationship  management  and an improved  digital  customer  experience.  In connection  with  these  initiatives,  during  Fiscal  2020  and  2019  we  incurred  $62  and  $24,  respectively,  of  costs  principally  comprising  consulting,  advisory, marketing and employee-related costs. These costs are primarily reflected in “Operating and administrative expenses” on the Consolidated Statements of Income. Note 25 — Impact of Global Pandemic In March 2020, the WHO declared a global pandemic attributable to the outbreak and continued spread of COVID-19 that has had a significant impact throughout the global economy. In connection with the mitigation and containment procedures recommended by the WHO, the CDC, and as imposed by federal, state, and local governmental authorities, including shelter-in-place orders, quarantines and similar restrictions, the Company implemented a variety of procedures to protect its employees, third-party business partners, and customers worldwide. The Company continues to provide essential products and services to its global customers in a safe and reliable manner, and will continue to do so in compliance with mandated restrictions presented by each of the markets it serves. The Company continues to evaluate and react to the potential effects of a prolonged disruption and the continued impact on its results of operations. These items may include, but are not limited to: the financial condition of its customers; decreased availability and demand for its products and services; realization of accounts receivable; impairment considerations related to certain current assets, long-lived assets and goodwill; delays related to current and future projects; and the effects of government stimulus efforts including tax legislation in response to COVID-19. While its operations and financial performance have been significantly impacted by COVID-19 in Fiscal 2020, the Company cannot predict the duration or magnitude of the outbreak and the total effects on its business, financial position, results of operations, liquidity or cash flows at this time. In March 2020, the CARES Act was enacted in response to the COVID-19 pandemic. Among other things, the CARES Act includes provisions which modify the NOL  limitation  and  carryback  rules  including  a  five-year  carryback  for  NOLs  and  the  temporary  removal  of  the  80  percent  limitation  on  NOL  utilization  for taxable years beginning before January 1, 2021. See Note 7 for additional information on the effects of these provisions on the Company's income tax expense for Fiscal 2020. F-70 Table of Contents UGI CORPORATION SCHEDULE I — CONDENSED FINANCIAL INFORMATION OF REGISTRANT (PARENT COMPANY) BALANCE SHEETS (Millions of dollars) September 30, 2020 2019 ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents Accounts receivable – related parties Prepaid expenses and other current assets Total current assets Property, plant and equipment, net Investments in subsidiaries Other assets Total assets LIABILITIES AND COMMON STOCKHOLDERS’ EQUITY Current liabilities: Current maturities of long-term debt Accounts and notes payable Accrued liabilities Total current liabilities Long-term debt Other noncurrent liabilities Total liabilities Commitments and contingencies (Note 1) Common stockholders’ equity: Common Stock, without par value (authorized – 450,000,000 shares; issued – 209,514,044 and 209,304,129 shares, respectively) Retained earnings Accumulated other comprehensive loss Treasury stock, at cost Total common stockholders’ equity Total liabilities and common stockholders’ equity Note 1 — Commitments and Contingencies: $ $ $ $ 67  $ 11  15  93  2  4,898  87  5,080  $ 30  $ 15  29  74  817  61  952  1,416  2,908  (147) (49) 4,128  5,080  $ 54  5  23  82  3  4,585  77  4,747  —  15  9  24  846  60  930  1,397  2,653  (217) (16) 3,817  4,747  At September 30, 2020, UGI Corporation had agreed to indemnify the issuers of $80 of surety bonds issued on behalf of certain UGI subsidiaries. UGI Corporation is  authorized  to  guarantee  up  to  $475  of  obligations  to  suppliers  and  customers  of  Energy  Services  and  subsidiaries  of  which  $396  of  such  obligations  were outstanding as of September 30, 2020. Scheduled principal repayments of long-term debt during the next five fiscal years include $30 in Fiscal 2021, $300 in Fiscal 2022, $38 in Fiscal 2023 and $482 in Fiscal 2024. S-1                         Table of Contents UGI CORPORATION SCHEDULE I — CONDENSED FINANCIAL INFORMATION OF REGISTRANT (PARENT COMPANY) STATEMENTS OF INCOME (Millions of dollars, except per share amounts) 2020 Year Ended September 30, 2019 2018 Revenues Costs and expenses: Operating and administrative expenses Other operating income, net (a) Operating loss Pension and other postretirement plans non-service expense Interest expense Loss before income taxes Income tax expense (benefit) Loss before equity in income of unconsolidated subsidiaries Equity in income of unconsolidated subsidiaries Net income attributable to UGI Corporation Other comprehensive (loss) income Equity in other comprehensive income (loss) of unconsolidated subsidiaries Comprehensive income attributable to UGI Corporation Earnings per common share attributable to UGI Corporation stockholders: Basic Diluted Weighted - average common shares outstanding (thousands): Basic Diluted $ $ $ $ $ —  $ 56  (54) 2  (2) —  (32) (34) 17  (51) 583  532  $ (12) 82  602  $ 2.55  $ 2.54  $ —  $ 50  (50) —  —  (1) (6) (7) (3) (4) 260  256  $ (3) (97) 156  $ 1.44  $ 1.41  $ —  63  (52) 11  (11) (1) —  (12) 6  (18) 737  719  3  (20) 702  4.13  4.06  208,928  209,869  178,417  181,111  173,908  176,905  (a) UGI provides certain financial and administrative services to certain of its subsidiaries. UGI bills these subsidiaries monthly for all direct expenses incurred by UGI  on  behalf  of  its  subsidiaries  as  well  as  allocated  shares  of  indirect  corporate  expense  incurred  or  paid  with  respect  to  services  provided  by  UGI.  The allocation  of  indirect  UGI  corporate  expenses  to  certain  of  its  subsidiaries  utilizes  a  weighted,  three-component  formula  comprising  revenues,  operating expenses,  and  net  assets  employed  and  considers  the  relative  percentage  of  such  items  for  each  subsidiary  to  the  total  of  such  items  for  all  UGI  operating subsidiaries  for which general  and administrative  services  are provided. Management  believes  that this allocation  method is reasonable  and equitable  to its subsidiaries. These billed expenses are classified as “Other operating income, net” in the Statements of Income above. S-2                       Table of Contents UGI CORPORATION SCHEDULE I — CONDENSED FINANCIAL INFORMATION OF REGISTRANT (PARENT COMPANY) NET CASH PROVIDED BY OPERATING ACTIVITIES (a) $ 322  $ 170  $ 208  STATEMENTS OF CASH FLOWS (Millions of dollars) Year Ended September 30, 2019 2020 2018 CASH FLOWS FROM INVESTING ACTIVITIES: Expenditures for property, plant and equipment Net investments in unconsolidated subsidiaries Net cash used by investing activities CASH FLOWS FROM FINANCING ACTIVITIES: Payment of dividends on Common Stock Issuances of debt, net of issuance costs Repayments of long-term debt Issuances of Common Stock Repurchases of UGI Common Stock Other Net cash (used) provided by financing activities Cash and cash equivalents increase (decrease) Cash and cash equivalents: End of year Beginning of year Cash and cash equivalents increase (decrease) —  —  —  (273) 60  (60) 2  (38) —  (309) 13  $ 67  $ 54  13  $ —  (768) (768) (200) 846  —  17  (17) (7) 639  41  $ 54  $ 13  41  $ (2) (7) (9) (177) —  —  35  (60) —  (202) (3) 13  16  (3) $ $ $ (a) Includes dividends received from unconsolidated subsidiaries of $352, $163 and $191 for the years ended September 30, 2020, 2019 and 2018, respectively. S-3                     Table of Contents UGI CORPORATION AND SUBSIDIARIES SCHEDULE II — VALUATION AND QUALIFYING ACCOUNTS (Millions of dollars) Balance at  beginning  of year Charged  (credited)  to costs and  expenses Other Balance at  end of  year Year Ended September 30, 2020 Reserves deducted from assets in the consolidated balance sheet: Allowance for doubtful accounts Other reserves: Deferred tax assets valuation allowance Year Ended September 30, 2019 Reserves deducted from assets in the consolidated balance sheet: Allowance for doubtful accounts Other reserves: Deferred tax assets valuation allowance Year Ended September 30, 2018 Reserves deducted from assets in the consolidated balance sheet: Allowance for doubtful accounts Other reserves: Deferred tax assets valuation allowance $ $ $ $ $ $ (1) Uncollectible accounts written off, net of recoveries. (2) Primarily a notional interest deduction valuation allowance adjustment. 32  $ 32  $ (22) (1) 91  $ —  $ 14  (2) 35  117  27  107  $ $ $ $ 29  (26) 36  10  $ $ $ $ (32) (1) —  (28) (1) —  $ $ $ $ $ $ 42    105    32    91    35    117    S-4                                                                                                 EXHIBIT 4.15 DESCRIPTION OF THE REGISTRANT’S SECURITIES REGISTERED PURSUANT TO SECTION 12 OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 UGI Corporation (“our,” “UGI” or the “Company”) has one class of securities registered under Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934, as amended, our common stock, without par value. The following is a description of the terms of our common stock based on the Company’s second amended and restated articles of incorporation (the “Articles”), the Company’s bylaws (the “Bylaws”) and relevant provisions of the laws of the Commonwealth of Pennsylvania. This summary is not complete, and is qualified in its entirety by reference to the Articles, Bylaws and the laws of the Commonwealth of Pennsylvania. DESCRIPTION OF COMMON STOCK Authorized Capital Stock The Company is authorized to issue 450,000000 shares of common stock, without par value, 1,000 shares of restructuring stock, without par value (“restructuring stock”), 5,000,000 shares of series preference stock, without par value (“preference stock”) and 5,000,000 shares of series preferred, without par value (“preferred stock”,  and  the  restructuring  stock,  the  preference  stock,  and  the  preferred  stock,  collectively  the  “senior  stock”).  There  are  no  shares  of  restructuring  stock, preference stock, or preferred stock issued and outstanding. The outstanding shares of the Company’s common stock are fully paid and nonassessable. Common Stock Voting Rights Pursuant to Pennsylvania law and the Articles, each holder of a UGI common stock is entitled to one vote for each share of common stock held of record on all matters on which shareholders are entitled to vote. No holder of UGI common stock is entitled to cumulative voting with regard to the election of the directors. Dividend Rights The holders of the Company's common stock are entitled to receive dividends as and when declared by the UGI board of directors (the “board”) out of legally available funds, subject to any preferential dividend rights of holders of outstanding shares of senior stock. Pennsylvania law generally prohibits the payment of dividends and the repurchase of capital stock if the Company is insolvent or if the Company would become insolvent after the dividend or repurchase. Liquidation and Other Rights In the event of the liquidation, dissolution or winding up, either voluntarily or involuntarily, of the Company, subject to the rights and preferences of the holders of any  outstanding  shares  of  senior  stock,  holders  of  common  stock  will  be  entitled  to  share  pro  rata  in  all  of  the  Company's  remaining  assets  available  for distribution. Miscellaneous 1 The holders of the Company's common stock do not have preemptive rights or conversion rights, and there are no redemption or sinking fund provisions applicable to the Company's common stock. Holders of fully paid shares of the Company's common stock are not subject to any liability for further calls or assessments. Ability to Issue Preference Stock and Preferred Stock The board may in its discretion, without shareholder approval, at any time or from time to time, issue or cause to be issued all or any part of the authorized and unissued shares of preference stock or preferred stock. The following description of the authorized preference stock and preferred stock is provided to explain the impact any such issuance may have on the rights of the common stock. The description is not a complete description of the preference stock and preferred stock, and is qualified in its entirety by reference to the Articles and Bylaws. Except as otherwise provided in a board resolution, all preference stock of all series will be identical to each other. With respect to the preference stock of all series which  rank  equally  as  to  payment  of  dividends  and  distributions  on  liquidation,  if  such  amounts  are  not  paid  in  full,  all  preference  stock  of  such  series  will participate  ratably  in  the  payment  of  dividends  and  in  any  distribution  of  assets  other  than  by  way  of  dividends,  in  accordance  with  the  sums  which  would  be payable on such distribution if all sums payable to holders of such series of preference stock were discharged in full. Pursuant to the Articles, 1,000,000 shares of preference stock have been designated as “First Series Preference Stock.” Preference Stock The Articles provide that that following general terms of the preference stock apply to the First Series Preference Stock and, if included in a resolution of the board or any committee thereof establishing any other series of preference stock, to any other preference stock issued by UGI. Dividends Dividends on the preference stock will be cumulative and only after dividends on all outstanding preference stock for all past quarterly periods has been paid and full dividends for the current dividend period declared and a sum sufficient for the payment set apart (and any sinking fund obligations are not in arrears) may any dividends be paid to the holders of the common stock and other shares ranking junior to the preference stock with respect to the payment of dividends. Liquidation On any liquidation, before any payment or distribution is made to the holders of any common stock or shares of any other class which, with respect to distributions on liquidation, rank junior to the preference stock, the holders of the preference stock, subject to any preference of the preferred stock, will be entitled to be paid the stated amount fixed by the board in respect of each outstanding series of preference stock plus in each case an amount equal to all accumulated and unpaid dividends to the date of the liquidation payment, whether or not such dividends have been earned or declared. After the liquidation payment has been made in full to the holders of preference stock, they will be entitled to no further payment or distribution. Voting Rights Holders of the preference stock generally have no voting rights. However, in the event that dividends on any of the preference stock are in arrears for an amount equal  to  six  full  quarterly  dividends,  the  holders  of  the  preference  stock  for  which  dividends  are  in  arrears,  subject  to  the  terms  of  the  preferred  stock,  will  be entitled to vote non-cumulatively at all elections of directors of UGI, and to receive notice of all shareholders meetings to be held for 2 such purpose. At such meetings the holders of such preference stock, voting separately as a class, will be entitled to elect two members of the board of UGI; and all other  directors  of  UGI  will  be  elected  by  the  other  shareholders  of  UGI  entitled  to  vote  in  the  election  of  directors.  The  voting  rights  of  the  holders  of  such preference stock will continue until all accumulated and unpaid dividends have been paid. Without the consent of the holders of at least a majority of the preference stock at the time outstanding, the Company will not merge into or consolidate with any other corporation or corporations, become a party to a share exchange or division, or sell, lease or otherwise dispose of all or substantially all of its assets, unless such  merger,  consolidation,  share  exchange,  division,  sale,  lease  or  other  disposition  has  been  ordered,  permitted  or  approved  by  the  Securities  and  Exchange Commission under the provisions of the Public Utility Holding Company Act of 1935 as now in effect or as hereafter amended or by any successor commission. First Series Preference Stock Ranking The First Series Preference Stock will rank junior to all other series of senior stock as to the payment of dividends and the distribution of assets, unless the terms of any such series provides otherwise. Dividends The quarterly dividend rate on the shares of First Series Preference Stock will be the greater of (x) $50.00 or (y) subject to the provision for adjustment for events such as stock splits, stock dividends and recapitalizations with respect to the common stock set forth in the Articles, 200 times the aggregate per share amount of all cash and non-cash dividends or other distributions other than a dividend payable in shares of common stock or a subdivision of the outstanding shares of common stock (by reclassification or otherwise). Voting Rights Subject  to  the  provision  for  adjustment  for  events  such  as  stock  splits,  stock  dividends  and  recapitalizations  with  respect  to  the  common  stock  set  forth  in  the Articles, each share of First Series Preference Stock will entitle the holder to 200 votes on all matters submitted to a vote of the shareholders of the Corporation. Except as otherwise provided in in the Articles or by law, the holders of shares of First Series Preference Stock and the holders of shares of common stock will vote together as one class on all matters submitted to a vote of shareholders of UGI. Liquidation In the event of any voluntary liquidation, dissolution or winding up of UGI and subject to the distributions to be made with respect to preferred or preference stock senior to the First Series Preference Stock, no distribution will be made to the holders of shares of stock ranking junior (either as to dividends or liquidation) to the First Series Preference Stock unless, prior thereto, the holders of shares of First Series Preference Stock have received $100 per share, plus an amount equal to accrued and unpaid dividends and distributions, whether or not declared, to the date of such payment. Following the payment of the full amount of this liquidation preference, no additional distributions will be made to the holders of shares of First Series Preference Stock unless, prior thereto, the holders of common stock have received certain payments as described in the Articles. Consolidation Merger If UGI enters into any consolidation, merger, combination, share exchange, division or other transaction in which the shares of common stock are exchanged for or changed into other stock or securities, cash and/or any other 3 property, then in any such case the shares of First Series Preference Stock will at the same time be similarly exchanged or changed in an amount per share (subject to the provision for adjustment for events such as stock splits, stock dividends and recapitalizations with respect to the common stock set forth in the Articles) equal to 200 times the aggregate amount of stock, securities, cash and/or any other property (payable in kind), as the case may be, into which or for which each share of Common Stock is changed or exchanged. Other Preferred Stock and Preference Stock The board is authorized, at any time or from time to time, to divide any or all of such other shares of preference stock or any shares of preferred stock into one or more  other  series  or  classes,  to  fix  and  determine  the  number  of  shares  and  the  designation  of  such  series  or  class,  and  to  fix  and  determine  the  voting  rights, designations,  preferences,  limitations  and  special  rights  of  any  such  class  or  series,  to  the  fullest  extent  permitted  by  the  laws  of  the  Commonwealth  of Pennsylvania. The rights of the holders of common stock will be subject to, and may be adversely affected by, the rights of the holders of any preference stock or preferred stock so issued. Restructuring Stock Shares of Restructuring Stock may be issued or transferred only to a corporation of which substantially all of the common or residual securities are owned, directly or indirectly, by UGI. The description below is not complete and is qualified in its entirety by reference to the Articles. Voting Rights At all meetings of the shareholders of UGI, the holders of restructuring stock will be entitled to one vote for each share of restructuring stock held by them. Except as otherwise provided in the Articles or by law, holders of restructuring stock and common stock, and any other series of the senior stock having voting rights as a single class with the common stock, will vote together as a single class. Dividends Whenever full dividends or other distributions on all series of preferred stock and preference stock at the time outstanding having preferential dividend or other distribution rights have been paid or declared and set apart for payment, then dividends or other distributions, as may be determined by the board of directors may be declared and paid on the restructuring stock, out of legally available funds. Liquidation In the event of any liquidation, dissolution or winding up of UGI, after paying or providing for the payment to the holders of shares of all series of preferred stock and  preference  stock  of  the  full  distributive  amounts  to  which  they  are  entitled,  the  holders  of  restructuring  stock  will  be  entitled  to  receive,  as  a  liquidating distribution and in lieu of any other share in the net assets of UGI, all equity securities owned by the Corporation other than any “voting security” of any “public utility company” or “holding company,” as those terms are then defined in the Public Utility Holding Company Act of 1935 or any successor statute. Exchange Rights Upon written notice to the Corporation, accompanied by a certificate or certificates representing all of the then outstanding shares of restructuring stock, holders of restructuring stock will be entitled to exchange such shares for all equity securities then owned by the Corporation other than any “voting security” of any “public utility company” 4 or “holding company,” as those terms are then defined in the Public Utility Holding Company Act of 1935 or any successor statute, Anti-Takeover Effect of the Company's Governing Documents and Pennsylvania Business Corporation Law The  Articles  and  the  Bylaws  contain  a  number  of  provisions  relating  to  corporate  governance  and  to  the  rights  of  the  Company  shareholders.  Certain  of  these provisions may have a potential “anti-takeover” effect by delaying, deferring or preventing a change of control of the Company. In addition, certain provisions of Pennsylvania law may have a similar effect. Anti-Takeover Law Provisions under the Pennsylvania Business Corporation Law The Company is subject to provisions of Chapter 25 of the Pennsylvania Business Corporation Law (the “PBCL”), which may have the effect of discouraging or rendering more difficult a hostile takeover attempt against the Company. These include: • • • • • certain transactions with interested shareholders (such as mergers or sales of assets between UGI and a shareholder) where the interested shareholder is a party  to  the  transaction  or  is  treated  differently  from  other  shareholders  generally  require  approval  by  a  majority  of  the  disinterested  shareholders (Section 2538), shareholders have a right to “put” their shares to a 20% shareholder at a “fair value” as determined in an appraisal proceeding for a reasonable period after the 20% stake is acquired (Subchapter E - Sections 2541-2547), a five-year moratorium exists on certain business combinations with a 20% or more shareholder (Subchapter F - Sections 2551-2556), existing shareholders of a corporation in certain circumstances are able to block the voting rights of an acquiring person who makes or proposes to make a control-share acquisition (Subchapter G - Sections 2561-2568), enable  UGI to recover  certain  payments  made  to shareholders  who have evidenced  an intent  to acquire  control of UGI (Subchapter  H, Sections  2571- 2576), Existence of the above provisions could result in UGI being less attractive to a potential acquirer, or result in our shareholders receiving less for their shares of common stock than otherwise might be available if there is a takeover attempt. Shareholder Action by Written Consent The Bylaws provide that except when acting by unanimous consent to remove a director or directors, the shareholders of UGI may act only at a duly organized meeting. Advance Notice Requirements The UGI Bylaws allow shareholders to propose business to be brought before an annual meeting by giving prior written notice in proper form to the secretary of the company. A nomination proposed to be at an annual meeting will be timely submitted, which generally means being submitted in writing to the secretary of UGI no later than the  close  of  business  on  the  45th  calendar  day  prior  to  the  one-year  anniversary  of  the  date  that  the  definitive  proxy  statement  was  filed  with  the  SEC  for  the immediately preceding year’s annual meeting of shareholders or special meeting held in lieu thereof. Nomination may be made at a meeting of shareholders called for the purpose of election of directors only upon written notice of the shareholder’s intent to make such nominations at the meeting delivered to the secretary of UGI 5     (i) not later than the close of business on the 45th calendar day prior to the one-year anniversary of the date that the definitive proxy statement was filed with the SEC for the immediately preceding year’s annual meeting of shareholders or special meeting held in lieu thereof; or (ii) in the case of a special meeting called by shareholders, not later than the later of (y) 90 calendar days prior to the date of such meeting and (z) 10 calendar days following the date such date is first publicly disclosed. Special Meetings of Shareholders The Bylaws provide that special meetings of the shareholders may only be called (i) at any time and for any purpose or purposes by the chief executive officer or the board pursuant to a resolution adopted by the board, or (ii) by the secretary of UGI upon the written request of the record shareholders of the corporation who hold, in the aggregate, not less than 20% of the outstanding shares of the corporation that would be entitled to vote at the meeting. Exercise of Director Powers Generally Under Pennsylvania law, a corporation’s directors must act in good faith in a manner which they reasonably believe to be in the best interests of the corporation and with such care, including reasonable inquiry, skill and diligence, as a person of ordinary prudence would exercise under the circumstances. In considering the best interests of the corporation, Section 1715 of the PBCL provides that the directors of a corporation are not required to regard the interests of the shareholders as being dominant or controlling in making decisions concerning takeovers or any other matters. The directors may consider, to the extent they deem appropriate, among other things, (1) the effects of any proposed action upon any or all groups affected by the action, including, among others, shareholders, employees, creditors, customers and suppliers, (2) the short-term and long-term interests of the corporation, (3) the resources, intent and conduct of any person or group seeking to acquire control of the corporation and (4) all other pertinent factors. Under Pennsylvania law, the fiduciary duty of directors does not require them to take action (including under any of the anti-takeover laws) solely because of the effect that such action might have on a potential or proposed acquisition of control of the corporation, or on the consideration that might be offered or paid to shareholders in such an acquisition. Exclusive Forum Unless UGI consents in writing to the selection of an alternative forum, the sole and exclusive judicial forum for the following actions and proceedings will be any state court located in Montgomery County, Pennsylvania, unless no state court located within such county has jurisdiction over a particular action or proceeding, in which  case  the  sole  and  exclusive  judicial  forum  for  such  action  or  proceeding  will  be  the  federal  United  States  District  Court  for  the  Eastern  District  of Pennsylvania: • • • • any derivative action or proceeding brought on behalf of UGI; any action or proceeding asserting a claim of breach of duty owed by any director, officer or other employee of UGI to UGI or UGI shareholders; any  action  or  proceeding  asserting  a  claim  against  UGI,  or  any  director,  officer  or  other  employee  of  UGI  arising  pursuant  to,  or  involving  any interpretation or enforcement of, any provision of the PBCL, UGI Articles of Incorporation or the Bylaws; or any action or proceeding asserting a claim peculiar to the relationships between or among UGI and its officers, directors and shareholders, or otherwise governed by or involving the internal affairs doctrine. Authorized but Unissued Shares Subject  to  applicable  law  and  stock  exchange  rules,  the  Company's  authorized  but  unissued  shares  of  common  stock,  preference  stock,  and  preferred  stock  are available for future issuance without your approval. The existence of authorized but unissued shares of common stock, preference stock, and preferred stock could render more difficult 6   or discourage an attempt to obtain control of the Company by means of a proxy contest, tender offer, merger or otherwise. Exchange Listing UGI Shares are listed on the NYSE under the symbol “UGI.”  Transfer Agent and Registrar The transfer agent and registrar for the Company's common stock is Computershare Inc. 7 EXHIBIT 10.27 FORM OF CONFIDENTIALITY, NON-COMPETITION AND NON-SOLICITATION AGREEMENT A.        I,  __________,  the  undersigned  employee,  have  been  promoted  into  the  position  of  __________  of  UGI  Corporation,  a Pennsylvania  corporation.  In  connection  with  my  employment,  I  will  support  UGI  Corporation  and  its  subsidiaries  and  affiliates (collectively, “UGI”) throughout the geographic region where UGI operates and be responsible for __________. I will work closely with executive officers and senior management of UGI and its various business units, and participate in meetings with UGI’s Board of Directors and committees. I will also work closely with numerous vendors and suppliers of services to UGI. B.    I understand that UGI has and will put me in a position of trust and confidence by giving me shared responsibility for the overall success  of  UGI’s  initiatives  throughout  the  Territory  and  by  disclosing  to  me,  as  well  as  having  me  develop,  Confidential Information  about  its  business  and  customers.  In  addition,  UGI  has  entrusted  and  will  entrust  me  with  certain  of  its  customer relationships and expect me to promote those relationships and assist with the development of prospective customer relationships, as well  as  the  goodwill  that  is  associated  with  those  customer  relationships  and  with  all  of  UGI’s  trade  names  and  trademarks.  I acknowledge  that  UGI  is  in  a  highly  competitive  industry  and  that  it  has  legitimate  interests  in  maintaining  and  preserving  its Confidential Information and customer relationships. I am and will be privy to key business information, strategic plans and other highly  Confidential  Information  about  UGI’s  current  and  future  business  has  been  and  participate  in  discussions  and  decision- making on these issues. C.    Accordingly, in consideration for my promotion as well as an Amended and Restated Change in Control Agreement, which I acknowledge  is  adequate  and  sufficient  consideration,  I  agree  to  the  terms  of  this  Confidentiality,  Non-Competition  and  Non- Solicitation Agreement (“Agreement”), as follows:     1.    Recitals.     The recitals contained in the lettered paragraphs above are hereby incorporated and made a part of this Agreement.     2.    Definitions.                a.        The  term  "Confidential  Information"  includes  all  confidential  and  proprietary  information  that  UGI  has  developed, acquired, created, compiled, discovered or owns, that has value to UGI’s business and which is not generally known or otherwise available  to  the  public  and  which  UGI  wishes  to  maintain  as  confidential,  including,  without  limitation,  information,  whether  in tangible  form or otherwise,  concerning  actual or anticipated  business, products,  sales and marketing  plans; regulatory  matters and strategy; technical data and trade secrets; past, present and prospective customer identities, lists, preferences, credit information and usage patterns; pricing and marketing policies and practices; financial and forecast information; compliance and related initiatives; risk  profiles  and  tolerance;  passwords,  log-in  information  and  other  details  relating  to  system  access,  databases  and  computer programs; energy supply matters and contracts; contractual and other dealings with customers, vendors and suppliers; acquisition and strategic plans; and other operating policies and practices.         b.    The term "Territory" refers to geographic regions in which UGI Utilities, Inc. and UGI Energy Services, LLC, and each of their  subsidiaries,  conducts  business  in  the  United  States.  In  the  event  that  the  geographic  regions  for  which  I  am  responsible  are modified or expanded, the term “Territory” shall include all territories, regions and areas for which I was responsible during the two- year period preceding the termination of my employment.         c.    The term “UGI Customer” refers to any business or person who: (i) purchased goods or services from UGI during the one- year  period  prior  to  the  termination  of  my  employment;  or  (ii)  solicited  or  was  solicited  by,  or  received  a  proposal  from,  UGI  to supply it with goods or services, where I had involvement in the preparation or presentation of such solicitation or proposal, during the six-month period prior to the termination of my employment.     3.    Confidential Information and UGI Property.         a.    I will protect the Confidential Information of UGI and its predecessors, as well as Confidential Information of any other party to whom UGI owes an obligation of non-disclosure, from disclosure and will not divulge it during or after my employment to any  other  person  or  entity  not  associated  with  UGI,  except  as  necessary  to  fulfill  my  obligations,  duties  and  responsibilities associated with my work on behalf of UGI. To the extent that I am required to disclose Confidential Information in accordance with judicial proceedings or administrative orders, I shall give UGI reasonable notice prior to such disclosure and shall comply with any applicable protective order.         b.    All reports, manuals, memoranda, electronic information and data and other materials made available to me by UGI during the performance of my duties are the property of UGI, and I will use all such property exclusively for UGI's benefit and will return it, including copies, to UGI upon request of UGI, and in any event, without the requirement of a request, upon the termination of my employment.  I  shall take  reasonable  security precautions and  measures to  maintain  and  protect  the  confidentiality  of  Confidential Information, and shall follow all policies and procedures of UGI regarding the handling, use, access, distribution, maintenance, and disclosure of same. Nothing in this Agreement is intended to prevent any disclosure made in confidence to a government official or attorney,  either  directly  or  indirectly,  solely  for  the  purpose  of  reporting  or  investigating  a  suspected  violation  of  law  or  in  a complaint or other document filed in a lawsuit or other proceeding, if such filing is made under seal.     4.    Intellectual Property Ownership         a.    As used in this Agreement, “Company Innovations” means all inventions, creations, ideas (whether written or suggested), compositions, products, reports, outlines, improvements, modifications, processes, formulas, models, prototypes, sketches, drawings, plans  or  other  works  or  material(s)  for  which  I,  alone  or  with  one  or  more  others,  may  make,  devise  or  discover  during  my employment with UGI, including all ideas, inventions, creations, or plans written, suggested, created, produced, constructed, and/or contemplated including, but not 2 limited to, items that pertain or are actually or potentially useful to any of the commercial or industrial activities, or processes and/or equipment for supporting same, of UGI. Company Innovations do not include, however, any invention that I developed entirely on my own time without using UGI’s equipment, supplies, facilities or trade secret information, except for those inventions that either: (1) relate at the time of conception or reduction to practice of the invention to the design, manufacturing, marketing or sale of goods or services that UGI distributes or sells; or (2) result from any work performed by me for UGI         b.    All Company Innovations shall be the sole and exclusive property of UGI and shall constitute “works made for hire” as that term is defined in the copyright laws of the United States.         c.    I agree to execute and deliver to UGI such assignments or other instruments as UGI may require from time to time to evidence UGI’s ownership of Company Innovations.         d.    I agree to waive any and all rights to Company Innovations.         e.    I shall, irrespective of the termination of my employment with UGI, give all information and data in my possession as to the exact working, producing, and using any inventions and will also at the expense of UGI give all such explanations, demonstrations, and instructions to UGI as UGI may deem appropriate  to enable the full and effectual working production or use of the same. At UGI’s expense, I shall, irrespective of the termination of my employment with UGI, promptly execute all acts, matters, documents, and perform all other acts necessary to enable UGI or its designated representative to apply for and obtain any and all applicable intellectual property rights in any and all countries relating to any Company Innovations.     5.    Non-competition and Non-solicitation.     During my employment and for a period of two years after the termination of my employment with UGI for any reason, voluntary or involuntary:         a.    I will not, for the benefit of myself or any other person or entity other than UGI, directly or indirectly, for the purpose or effect of competing or interfering with any part of UGI’s business: (i) solicit or service the business of any UGI Customer within the Territory; or (ii) solicit or conduct business in the Territory with any person or entity who is a vendor or supplier of any product or service to UGI or induce any such vendor or supplier to terminate or reduce its relationship with UGI.         b.    I will not, directly or indirectly: (i) own or operate; (ii) acquire an equity or partnership interest or a controlling interest of any  other  kind  in;  (iii)  accept  employment  from;  or  (iv)  serve  in  any  role  including,  without  limitation,  as  a  principal,  director, officer, partner, consultant, agent, representative or advisor of or to, any business that, now or in the future, distributes or sells goods or  provides  services  that  compete  with  goods  sold  or  services  provided  by  UGI  (including,  without  limitation,  natural  gas  and/or electricity and related 3 services)  in  the  Territory  without  first  obtaining  the  written  consent  of  the  __________  of  UGI.  Notwithstanding  anything  to  the contrary herein, in the event that my employment is involuntarily terminated by UGI based upon my failure to meet the performance or financial objectives established for my position and UGI, in its sole discretion, determines that such failure on my part was not deliberate, UGI may, in its sole discretion, on a case by case basis, determine that a reduction in the two-year post-employment term is appropriate. Nothing in this paragraph 5(b) shall prohibit me from passively investing in a publicly held business that competes with UGI provided my investment is less than 1% of the outstanding stock or market value of the business and I do not otherwise violate paragraph 3, 4, or 5 of this Agreement.                c.        I  will  not,  directly  or  indirectly,  nor  will  I  induce  any  other  person  or  entity  to,  solicit,  recruit,  offer  employment  or engagement to, hire, employ or engage (or participate in any of the foregoing), in a competing business, any employee or consultant of UGI over whom I had direct or indirect supervisory responsibility or with whom I worked, or who was employed or engaged by UGI within the Territory during the two-year period prior to the termination of my employment. Furthermore, I shall not induce or attempt to induce any employee or consultant to terminate his or her employment or engagement with UGI.     6.    Remedies and Reformation.         a.    I understand that if I violate this Agreement, UGI will suffer irreparable harm; therefore, in addition to any other remedies available to it, UGI will be entitled to seek and obtain injunctive or equitable relief, including orders prohibiting violations of this Agreement, without the necessity of posting a bond. The limitations in this Agreement which apply for a period of two years after termination of employment shall be enforced by a court from the date of the last breach or violation of the applicable restriction(s) up to four years after termination of employment. If any provision of this Agreement shall be determined to be invalid or unenforceable to any extent, the parties to this Agreement authorize the court to modify it to the extent necessary to make the provision enforceable. If any provision of this Agreement shall be determined to be invalid or unenforceable to any extent, such invalidity shall not impair the operation of or affect the remaining provisions hereof.                b.        In  any  legal  proceeding  in  which  UGI  obtains  injunctive  or  equitable  relief  or  damages  against  me  arising  out  of  my violation of this Agreement, UGI shall be entitled to recover from me its reasonable attorneys' fees and costs.         c.    The failure by UGI to insist on my compliance with this Agreement or to enforce it in any particular circumstance will not constitute a waiver by UGI of its rights to seek relief for any other or subsequent breach of this Agreement. Any breach by UGI of this  Agreement  or  any  other  agreement  between  UGI  and  me,  whether  or  not  material,  shall  not  constitute  a  defense  to  UGI’s enforcement of this Agreement against me.     7.    Additional Provisions.         a.    This Agreement shall continue to be in full force and effect without re-execution in the event that: (i) I am employed by UGI in another position or transferred to 4 another territory; (ii) I take a leave of absence; or (iii) there are periods between active employment during which I do not perform services for UGI. b.    This Agreement was, and shall be deemed to have been, made in the Commonwealth of Pennsylvania. This Agreement and all  disputes  or  claims  arising  under  or  relating  to  this  Agreement  shall  be  governed  by  the  laws  of  the  Commonwealth  of Pennsylvania without regard to its choice of law provisions.         c.    The Court of Common Pleas of Berks County and the United States District Court for the Eastern District of Pennsylvania (hereafter,  the  “Designated  Courts”)  shall  have  exclusive  jurisdiction  over  disputes  arising  out  of  or  relating  to  this  Agreement. Accordingly, both UGI and I agree to submit to the exclusive jurisdiction and venue of the Designated Courts, and each of us agrees to waive any right to contest personal jurisdiction and venue before the Designated Courts or to seek to transfer or otherwise object to or challenge such Designated Courts.         d.    I will disclose the existence of this Agreement to all of my prospective and actual employers. I authorize UGI to disclose the existence of this Agreement and to provide a copy of this Agreement to any prospective and actual employer.         e.    I have read and understood this Agreement, believe it to be reasonable, and am signing it voluntarily. I acknowledge that my obligations under this Agreement will not impose an unreasonable economic hardship on me and are reasonable and necessary to protect UGI’s legitimate business interests. I further recognize that this Agreement may be enforced against me by a court of law or equity.  I  also  understand  that  the  execution  of  this  Agreement  is  a  requirement  of  my  employment  with  UGI  and  that  UGI  will expect me to adhere strictly to the terms of this Agreement both during and following my employment.         f.    I acknowledge that I am not bound by any agreement or understanding with any third party that would inhibit me in any way  from  working  in  my  role  for  UGI.  To  the  extent  that  I  have  any  confidentiality  obligations  or  other  restrictions  under  any applicable  agreements  with  third  parties,  I  agree  not  to  violate  the  terms  of  any  such  agreements  or  use  any  such  confidential information of third parties in my employment with UGI.                g.        The  provisions  of  this  Agreement  constitute  the  entire  agreement  between  me  and  UGI  regarding  UGI's  Confidential Information and my non-competition and non-solicitation obligations, which Agreement cannot be varied except by a writing signed by me and the __________ of UGI. Notwithstanding the foregoing, the provisions of this Agreement are in addition to, and not a limitation  or  substitution  of,  nor  do  they  supersede  the  provisions  of  UGI’s  Code  of  Business  Ethics  and  Conduct,  Employee Handbook or Human Resources Policies.         h.    I hereby consent to UGI’s assignment of this Agreement to any direct or indirect affiliate, subsidiary, division, related company  or  entity  of  UGI  and  to  any  entity  that  acquires  through  purchase,  merger  or  otherwise,  the  assets  or  stock  of,  or  any interest in, UGI or any direct or indirect affiliate, subsidiary, division, related company or entity of UGI. Any assignee shall have the same rights as UGI under this Agreement. 5         i.    I acknowledge that this Agreement is intended to benefit UGI, and its affiliates, subsidiaries, divisions, related companies or entities,  successors  and  assigns,  now  existing  or  hereafter  created.  I  further  acknowledge  that  the  intended  beneficiaries  of  the Agreement are entitled to enforce the provisions of this Agreement to the same extent as UGI. Dated this ____ day of _____________ 20_____ ___________________________________        ____________________________________ Witness                                                     UGI Corporation ___________________________________        By:_________________________________ Witness                             Title: _____________________________ 6                                   FORM OF CHANGE IN CONTROL AGREEMENT EXHIBIT 10.28     This CHANGE IN CONTROL AGREEMENT (“Agreement”) is made as of __________, between UGI Utilities, Inc. (the “Company”) and __________ (the “Employee”). WHEREAS, the Company has determined that appropriate steps should be taken to reinforce and encourage the continued attention and dedication of key members of the Company’s management to their assigned duties without distraction arising from the possibility of a Change in Control (as defined below), although no such change is now contemplated; WHEREAS, in order to induce the Employee to remain in the employ of the Company, the Company agrees that the Employee shall receive the compensation set forth in this Agreement in the event the Employee’s employment with the Company is terminated in connection with a Change in Control as a cushion against the financial and career impact on the Employee of any such Change in Control; NOW, THEREFORE, in consideration of the foregoing and the mutual covenants and agreements hereinafter set forth and intending to be legally bound hereby, the parties hereby agree as follows: 1. Definitions. For all purposes of this Agreement, the following terms shall have the meanings specified in this Section unless the context clearly otherwise requires: (a) “Affiliate” and “Associate” shall have the respective meanings ascribed to such terms in Rule 12b-2 of Regulation 12B under the Exchange Act and shall include, without limitation, UGI Corporation and its subsidiaries. (b) A Person shall be deemed the “Beneficial Owner” of any securities: (i) that such Person or any of such Person’s Affiliates or Associates, directly or indirectly, has the right to acquire (whether such right is exercisable immediately or only after the passage of time) pursuant to any agreement, arrangement or understanding (whether or not in writing) or upon the exercise of conversion rights, exchange rights, rights, warrants or options, or otherwise; provided, however, that a Person shall not be deemed the “Beneficial Owner” of securities tendered pursuant to a tender or exchange offer made by such Person or any of such Person’s Affiliates or Associates until such tendered securities are accepted for payment, purchase or exchange; (ii) that such Person or any of such Person’s Affiliates or Associates, directly or indirectly, has the right to vote or dispose of or has “beneficial ownership” of (as determined pursuant to Rule 13d-3 of Regulation 13D-G under the Exchange Act), including without limitation pursuant to any agreement, arrangement or understanding, whether or not in writing; provided, however, that a Person shall not be deemed the “Beneficial Owner” of any security under this clause (ii) as a result of an oral or written agreement, arrangement or understanding to vote such security if such agreement, arrangement or understanding (A) arises solely from a revocable proxy given in response to a public proxy or consent solicitation made pursuant to, and 1 in accordance with, the applicable provisions of the Proxy Rules under the Exchange Act, and (B) is not then reportable by such Person on Schedule 13D under the Exchange Act (or any comparable or successor report); or (iii) that are beneficially owned, directly or indirectly, by any other Person (or any Affiliate or Associate thereof) with which such Person (or any of such Person’s Affiliates or Associates) has any agreement, arrangement or understanding (whether or not in writing) for the purpose of acquiring, holding, voting (except pursuant to a revocable proxy as described in the proviso to clause (ii) above) or disposing of any voting securities of the Company; provided, however, that nothing in this Section 1(b) shall cause a Person engaged in business as an underwriter of securities to be the “Beneficial Owner” of any securities acquired through such Person’s participation in good faith in a firm commitment underwriting until the expiration of 40 days after the date of such acquisition. (c) (d) “Board” shall mean the Board of Directors of the Company. “Cause” shall mean (i) misappropriation of funds, (ii) habitual insobriety or substance abuse, (iii) conviction of a crime involving moral turpitude, or (iv) gross negligence in the performance of duties, which gross negligence has had a material adverse effect on the business, operations, assets, properties or financial condition of the Company. The determination of Cause shall be made by an affirmative vote of at least two-thirds of the members of the Board at a duly called meeting of the Board. (e) (f) “Change in Control” shall have the meaning set forth in the attached Exhibit A to this Agreement. “COBRA Cost” shall mean 100% of the “applicable premium” under section 4980B(f)(4) of the Code for continued medical and dental COBRA Coverage under the Company’s benefit plans. (g) “COBRA Coverage” shall mean continued medical and dental coverage under the Company’s benefit plans, as determined under section 4980B of the Code. (h) “Code” shall mean the Internal Revenue Code of 1986, as amended. (i) (j) “Compensation Committee” shall mean the Compensation and Management Development Committee of the Board. “Continuation Period” shall mean the __________-year period beginning on the Employee’s Termination Date. (k) “Exchange Act” shall mean the Securities Exchange Act of 1934, as amended. (l) from time to time. “Executive Severance Plan” shall mean the Company’s Senior Executive Employee Severance Pay Plan, as in effect (m) “Good Reason Termination” shall mean a Termination of Employment initiated by the Employee upon one or more of the following occurrences: 2 (i)a material breach by the Company of any terms of this Agreement, including without limitation a material breach of Section 2 or 13 of this Agreement; (ii)a material diminution in the authority, duties or responsibilities held by the Employee immediately prior to the Change in Control; (iii)a material diminution in the Employee’s base compensation as in effect immediately prior to the Change in Control; or (iv)a material change in the geographic location at which the Employee must perform services (which, for purposes of this Agreement, means the Employee is required to report, other than on a temporary basis (less than 12 months), to a location which is more than 50 miles from the Employee’s principal place of business immediately preceding the Change in Control, without the Employee’s express written consent). Notwithstanding the foregoing, the Employee shall be considered to have a Good Reason Termination only if the Employee provides written notice to the Company, pursuant to Section 3, specifying in reasonable detail the events or conditions upon which the Employee is basing such Good Reason Termination and the Employee provides such notice within 90 days after the event that gives rise to the Good Reason Termination. Within 30 days after notice has been provided, the Company shall have the opportunity, but shall have no obligation, to cure such events or conditions that give rise to the Good Reason Termination. If the Company does not cure such events or conditions within the 30-day period, the Employee may terminate employment with the Company based on Good Reason Termination within 30 days after the expiration of the cure period. (n) “Key Employee” shall mean an employee who, at any time during the 12-month period ending on the identification date, is a “specified employee” under section 409A of the Code, as determined by the Compensation Committee or its delegate. The determination of Key Employees, including the number and identity of persons considered specified employees and the identification date, shall be made by the Compensation Committee or its delegate in accordance with the provisions of section 409A of the Code and the regulations issued thereunder. (o) “Postponement Period” shall mean, for a Key Employee, the period of six months after separation from service (or such other period as may be required by section 409A of the Code), during which severance payments may not be paid to the Key Employee under section 409A of the Code. (p) “Release” shall mean a release of any and all claims against the Company, its Affiliates, its Subsidiaries and all related parties with respect to all matters arising out of the Employee’s employment by the Company and its Affiliates and Subsidiaries, or the termination thereof (other than claims relating to amounts payable under this Agreement or benefits accrued under any plan, program or arrangement of the Company or any of its Subsidiaries or Affiliates) and shall be in the form required by the Company of its terminating executives immediately prior to the Change in Control. 3 (q) “Subsidiary” shall mean any corporation in which the Company, directly or indirectly, owns at least a 50% interest or an unincorporated entity of which the Company, directly or indirectly, owns at least 50% of the profits or capital interests. (r) “Termination Date” shall mean the effective date of the Employee’s Termination of Employment, as specified in the Notice of Termination. (s) “Termination of Employment” shall mean the termination of the Employee’s actual employment relationship with the Company and its Subsidiaries and Affiliates. 2. Employment. After a Change in Control, during the term of the Agreement, Employee shall continue to serve in the same or a comparable executive position with the Company as in effect immediately before the Change in Control, and with the same or a greater target level of annual and long-term compensation as in effect immediately before the Change in Control. 3. Notice of Termination. Any Termination of Employment upon or following a Change in Control shall be communicated by a Notice of Termination to the other party hereto given in accordance with Section 14 hereof. For purposes of this Agreement, a “Notice of Termination” means a written notice which (i) indicates the specific provision in this Agreement relied upon, (ii) briefly summarizes the facts and circumstances deemed to provide a basis for the Employee’s Termination of Employment under the provision so indicated, and (iii) if the Termination Date is other than the date of receipt of such notice, specifies the Termination Date (which date shall not be more than 15 days after the giving of such notice) except as provided in Section 1(m) above. 4. (a) Severance Compensation upon Termination of Employment. In the event of the Employee’s involuntary Termination of Employment by the Company or a Subsidiary or Affiliate for any reason other than Cause or in the event of a Good Reason Termination, in either event upon or within two years after a Change in Control, the Employee will receive the following amounts in lieu of any severance compensation and benefits under the Executive Severance Plan or any other severance plan of the Company or a Subsidiary or Affiliate: (i)The Company shall pay to the Employee a lump sum cash payment equal to the greater of (A) or (B) as set forth below: based on the Employee’s compensation and service as of the Termination Date, or (A)    The Separation Pay and Paid Notice as calculated under the terms of the Executive Severance Plan (B)    __________ multiplied by the sum of (1) the Employee’s annual base salary plus (2) the Employee’s annual bonus. The annual base salary for this purpose shall be the Employee’s annual base salary in effect as of the Employee’s Termination Date. The annual bonus shall be calculated for this purpose as the greater of (x) the average annual cash 4 bonus paid to the Employee for the three full fiscal years of the Company preceding the fiscal year in which the Termination Date occurs or (y) the Employee’s target annual cash bonus for the fiscal year in which the Termination Date occurs. For purposes of the preceding sentence, if the Employee has not received an annual cash bonus for three full fiscal years, the Employee’s average annual cash bonus shall be determined by dividing the total annual cash bonuses received by the Employee during the preceding three full fiscal years by the number of full and fractional years for which the Employee received an annual cash bonus during such three-year period. (ii)The Company shall pay to the Employee a single lump sum payment equal to the COBRA Cost that the Employee would incur if the Employee continued medical and dental coverage under the Company’s benefit plans during the Continuation Period, based on the benefits in effect for the Employee (and, if applicable, his or her spouse and dependents) at the Termination Date, less the amount that the Employee would be required to contribute for medical and dental coverage if the Employee were an active employee. The cash payment shall include a tax gross up payment equal to 75% of the lump sum amount described in the preceding sentence. The Employee may elect continuation coverage under the Company’s applicable medical and dental plans during the Continuation Period by paying the COBRA Cost of such coverage. COBRA Coverage shall run concurrently with the Continuation Period, and nothing in this Section shall limit the Employee’s right to elect COBRA Coverage for the full period permitted by law. (iii)The Employee’s benefit under the Company’s executive retirement plan in which the Employee participates shall be calculated as if the Employee had continued in employment during the Continuation Period, earning base salary and bonus at the annual rate calculated under subsection (i)(B) above. (iv)The Company shall pay to the Employee an amount equal to the Employee’s target annual cash bonus amount for the Company’s fiscal year in which the Termination Date occurs, multiplied by the number of months (with a partial month counting as a full month) elapsed in the fiscal year to the Termination Date and divided by 12, as well as any amounts due but not yet paid from the prior year under such plan. (b) Notwithstanding the foregoing, no payments shall be made to the Employee under this Section 4 unless the Employee signs and does not revoke a Release. The amounts described in subsections (a) (i), (ii) and (iv) above shall be paid on the 30th day after the Termination Date subject to the Company’s receipt of a Release and expiration of the revocation period for the Release. Payments under this Agreement shall be made by mail to the last address provided for notices to the Employee pursuant to Section 14 of this Agreement. 5. Other Payments. Upon any Termination of Employment entitling the Employee to payments under this Agreement, the Employee shall receive all accrued but unpaid salary and all benefits accrued and payable under any plans, policies and programs of the Company and its Subsidiaries or 5 Affiliates, provided that the Employee shall not receive severance benefits under the Executive Severance Plan or any other severance plan of the Company or a Subsidiary or Affiliate. 6. Interest; Enforcement. (a) If the Company shall fail or refuse to pay any amounts due the Employee under Section 4 on the applicable due date, the Company shall pay interest at the rate described below on the unpaid payments from the applicable due date to the date on which such amounts are paid. Interest shall be credited at an annual rate equal to the rate listed in the Wall Street Journal as the “prime rate” as of the Employee’s Termination Date, plus 1%, compounded annually. (b) It is the intent of the parties that the Employee not be required to incur any expenses associated with the enforcement of the Employee’s rights under this Agreement by arbitration, litigation or other legal action, because the cost and expense thereof would substantially detract from the benefits intended to be extended to the Employee hereunder. Accordingly, the Company shall pay the Employee on demand the amount necessary to reimburse the Employee in full for all reasonable expenses (including all attorneys’ fees and legal expenses) incurred by the Employee in enforcing any of the obligations of the Company under this Agreement. The Employee shall notify the Company of the expenses for which the Employee demands reimbursement within 60 days after the Employee receives an invoice for such expenses, and the Company shall pay the reimbursement amount within 15 days after receipt of such notice. 7. No Mitigation. The Employee shall not be required to mitigate the amount of any payment or benefit provided for in this Agreement by seeking other employment or otherwise, nor shall the amount of any payment or benefit provided for herein be reduced by any compensation earned by other employment or otherwise. 8. Non-Exclusivity of Rights. Nothing in this Agreement shall prevent or limit the Employee’s continuing or future participation in or rights under any benefit, bonus, incentive or other plan or program provided by the Company, or any of its Subsidiaries or Affiliates, and for which the Employee may qualify. 9. No Set-Off. The Company’s obligation to make the payments provided for in this Agreement and otherwise to perform its obligations hereunder shall not be affected by any circumstances, including, without limitation, any set-off, counterclaim, recoupment, defense or other right which the Company may have against the Employee or others. 10. Taxation. All payments under this Agreement shall be subject to all requirements of the law with regard to tax withholding and reporting and filing requirements, and the Company shall use its best efforts to satisfy promptly all such requirements. 11. (a) Effect of Section 280G on Payments. Notwithstanding any other provisions of this Agreement to the contrary, in the event that it shall be determined that any payment or distribution in the nature of compensation 6 (within the meaning of section 280G(b)(2) of the Code) to or for the benefit of the Employee, whether paid or payable or distributed or distributable pursuant to the terms of this Agreement or otherwise (the “Payments”), would constitute an “excess parachute payment” within the meaning of section 280G of the Code, the Company shall reduce (but not below zero) the aggregate present value of the Payments under the Agreement to the Reduced Amount (as defined below), if reducing the Payments under this Agreement will provide the Employee with a greater net after-tax amount than would be the case if no reduction was made. The Payments shall be reduced as described in the preceding sentence only if (A) the net amount of the Payments, as so reduced (and after subtracting the net amount of federal, state and local and payroll income taxes on the reduced Payments), is greater than or equal to (B) the net amount of the Payments without such reduction (but after subtracting the net amount of federal, state and local and payroll income taxes on the Payments and the amount of Excise Tax (as defined below) to which the Employee would be subject with respect to the unreduced Payments). Only amounts payable under this Agreement shall be reduced pursuant to this subsection (a). The “Reduced Amount” shall be an amount expressed in present value that maximizes the aggregate present value of Payments under this Agreement without causing any Payment under this Agreement to be subject to the Excise Tax, determined in accordance with section 280G(d)(4) of the Code. The term “Excise Tax” means the excise tax imposed under section 4999 of the Code, together with any interest or penalties imposed with respect to such excise tax. (b) All determinations to be made under this Section 11 shall be made by an independent registered public accounting firm or consulting firm selected by the Company immediately prior to the Change in Control, which shall provide its determinations and any supporting calculations both to the Company and the Employee within 10 days of the Change in Control. Any such determination by such firm shall be binding upon the Company and the Employee. (c) All of the fees and expenses of the firm in performing the determinations referred to in this Section shall be borne solely by the Company. 12. Term of Agreement. The term of this Agreement shall be for three years from the date hereof and shall be automatically renewed for successive one-year periods unless the Company notifies the Employee in writing that this Agreement will not be renewed at least 60 days prior to the end of the then current term; provided, however, that (i) if a Change in Control occurs during the term of this Agreement, this Agreement shall remain in effect for two years following such Change in Control or until all of the obligations of the parties hereunder are satisfied or have expired, if later, and (ii) this Agreement shall terminate if the Employee’s employment with the Company terminates for any reason before a Change in Control (regardless of whether the Employee is thereafter employed by a Subsidiary or Affiliate of the Company). 13. Successor Company. The Company shall require any successor or successors (whether direct or indirect, by purchase, merger or otherwise) to all or substantially all of the business or assets of the Company, by agreement in form and substance satisfactory to the Employee, to acknowledge expressly that this Agreement is binding upon and enforceable against the Company in accordance with the terms hereof, and to become jointly and severally 7 obligated with the Company to perform this Agreement in the same manner and to the same extent that the Company would be required to perform if no such succession or successions had taken place. Failure of the Company to notify the Employee in writing as to such successorship, to provide the Employee the opportunity to review and agree to the successor’s assumption of this Agreement or to obtain such agreement prior to the effectiveness of any such succession shall be a breach of this Agreement. As used in this Agreement, the Company shall mean the Company as defined above and any such successor or successors to its business or assets, jointly and severally. 14. Notice. All notices and other communications required or permitted hereunder or necessary or convenient in connection herewith shall be in writing and shall be delivered personally or mailed by registered or certified mail, return receipt requested, or by overnight express courier service, as follows: If to the Company, to: 460 North Gulph Road King of Prussia, PA 19406 Attention: Corporate Secretary     If to the Employee, to the most recent address provided by the Employee to the Company or a Subsidiary or Affiliate for payroll purposes, or to such other address as the Company or the Employee, as the case may be, shall designate by notice to the other party hereto in the manner specified in this Section; provided, however, that if no such notice is given by the Company following a Change in Control, notice at the last address of the Company or any successor pursuant to Section 13 shall be deemed sufficient for the purposes hereof. Any such notice shall be deemed delivered and effective when received in the case of personal delivery, five days after deposit, postage prepaid, with the U.S. Postal Service in the case of registered or certified mail, or on the next business day in the case of overnight express courier service. 15. (a) Section 409A of the Code. This Agreement is intended to meet the requirements of the “short-term deferral exception,” “separation pay exception” and other exceptions under section 409A of the Code, as applicable. However, if the Employee is a Key Employee and if required by section 409A of the Code, no payments or benefits under this Agreement shall be paid to the Employee during the Postponement Period. If payment is required to be delayed for the Postponement Period pursuant to section 409A, the accumulated amounts withheld on account of section 409A, with interest as described in Section 6 above, shall be paid in a lump sum payment within 15 days after the end of the Postponement Period. If the Employee dies during the Postponement Period prior to the payment of benefits, the amounts withheld on account of section 409A, with interest as described above, shall be paid to the Employee’s estate within 60 days after the Employee’s death. 8 (b) Notwithstanding anything in this Agreement to the contrary, if required by section 409A, payments may only be made under this Agreement upon an event and in a manner permitted by section 409A, to the extent applicable. As used in the Agreement, the term “termination of employment” shall mean the Employee’s separation from service with the Company and its Subsidiaries and Affiliates within the meaning of section 409A and the regulations promulgated thereunder. For purposes of section 409A, each payment under the Agreement shall be treated as a separate payment. In no event may the Employee designate the year of payment for any amounts payable under the Agreement. All reimbursements and in-kind benefits provided under the Agreement shall be made or provided in accordance with the requirements of section 409A of the Code. 16. Governing Law. This Agreement shall be governed by and interpreted under the laws of the Commonwealth of Pennsylvania without giving effect to any conflict of laws provisions. 17. Contents of Agreement; Amendment. This Agreement supersedes all prior agreements with respect to the subject matter hereof (including without limitation any other change in control agreement in effect between the Company or a Subsidiary or Affiliate and the Employee) and sets forth the entire understanding between the parties hereto with respect to the subject matter hereof. This Agreement cannot be amended except pursuant to approval by the Board and a written amendment executed by the Employee and the Chair of the Compensation Committee. The provisions of this Agreement may require a variance from the terms and conditions of certain compensation or bonus plans under circumstances where such plans would not provide for payment thereof in order to obtain the maximum benefits for the Employee. It is the specific intention of the parties that the provisions of this Agreement shall supersede any provisions to the contrary in such plans, and such plans shall be deemed to have been amended to correspond with this Agreement without further action by the Company or the Board. 18. No Right to Continued Employment. Nothing in this Agreement shall be construed as giving the Employee any right to be retained in the employ of the Company or a Subsidiary or Affiliate. 19. Successors and Assigns. All of the terms and provisions of this Agreement shall be binding upon and inure to the benefit of and be enforceable by the respective heirs, representatives, successors and assigns of the parties hereto, except that the duties and responsibilities of the Employee and the Company hereunder shall not be assignable in whole or in part. 20. Severability. If any provision of this Agreement or application thereof to anyone or under any circumstances shall be determined to be invalid or unenforceable, such invalidity or unenforceability shall not affect any other provisions or applications of this Agreement which can be given effect without the invalid or unenforceable provision or application. 21. Remedies Cumulative; No Waiver. No right conferred upon the Employee by this Agreement is intended to be exclusive of any other right or remedy, and each and every such right or remedy shall be cumulative and shall be in addition to any other right or remedy given 9 hereunder or now or hereafter existing at law or in equity. No delay or omission by the Employee in exercising any right, remedy or power hereunder or existing at law or in equity shall be construed as a waiver thereof. 22. Miscellaneous. All section headings are for convenience only. This Agreement may be executed in several counterparts, each of which is an original. It shall not be necessary in making proof of this Agreement or any counterpart hereof to produce or account for any of the other counterparts. 23. Arbitration. In the event of any dispute under the provisions of this Agreement other than a dispute in which the sole relief sought is an equitable remedy such as an injunction, the parties shall be required to have the dispute, controversy or claim settled by arbitration in Montgomery County, Pennsylvania, in accordance with the commercial arbitration rules then in effect of the American Arbitration Association, before one arbitrator who shall be an executive officer or former executive officer of a publicly traded corporation, selected by the parties. Any award entered by the arbitrator shall be final, binding and nonappealable and judgment may be entered thereon by either party in accordance with applicable law in any court of competent jurisdiction. This arbitration provision shall be specifically enforceable. The arbitrator shall have no authority to modify any provision of this Agreement or to award a remedy for a dispute involving this Agreement other than a benefit specifically provided under or by virtue of the Agreement. The Company shall be responsible for all of the fees of the American Arbitration Association and the arbitrator and any expenses relating to the conduct of the arbitration (including reasonable attorneys’ fees and expenses). IN WITNESS WHEREOF, the undersigned, intending to be legally bound, have executed this Agreement as of the date first written above. By executing this Agreement, the undersigned acknowledge that this Agreement replaces and supersedes any other understanding regarding the matters described herein. UGI Utilities, Inc. By:                         Title: __________ 10                               EXHIBIT A UGI UTILITIES, INC. CHANGE IN CONTROL For purposes of this Agreement, “Change in Control” shall mean: a. Any Person (except the Employee, his Affiliates and Associates, UGI Corporation (“UGI”), any Subsidiary of UGI, any employee benefit plan of UGI or of any Subsidiary of UGI, or any Person or entity organized, appointed or established by UGI or any Subsidiary of UGI for or pursuant to the terms of any such employee benefit plan), together with all Affiliates and Associates of such Person, becomes the Beneficial Owner in the aggregate of 20% or more of either (i) the then outstanding shares of common stock of UGI (the “Outstanding UGI Common Stock”) or (ii) the combined voting power of the then outstanding voting securities of UGI entitled to vote generally in the election of directors (the “UGI Voting Securities”); or b. Individuals who, as of the beginning of any 24-month period, constitute the UGI Board of Directors (the “Incumbent UGI Board”) cease for any reason to constitute at least a majority of the Incumbent UGI Board, provided that any individual becoming a director of UGI subsequent to the beginning of such period whose election or nomination for election by the UGI stockholders was approved by a vote of at least a majority of the directors then comprising the Incumbent UGI Board shall be considered as though such individual were a member of the Incumbent UGI Board, but excluding, for this purpose, any such individual whose initial assumption of office is in connection with an actual or threatened election contest relating to the election of the Directors of UGI; or c. Consummation by UGI of a reorganization, merger or consolidation (a “Business Combination”), in each case, with respect to which all or substantially all of the individuals and entities who were the respective Beneficial Owners of the Outstanding UGI Common Stock and UGI Voting Securities immediately prior to such Business Combination do not, following such Business Combination, Beneficially Own, directly or indirectly, more than 50% of, respectively, the then outstanding shares of common stock and the combined voting power of the then outstanding voting securities entitled to vote generally in the election of directors, as the case may be, of the corporation resulting from such Business Combination in substantially the same proportion as their ownership immediately prior to such Business Combination of the Outstanding UGI Common Stock and UGI Voting Securities, as the case may be; or d. (A)    Consummation of a complete liquidation or dissolution of UGI or (B) sale or other disposition of all or substantially all of the assets of UGI other than to a corporation with respect to which, following such sale or disposition, more than 50% of, respectively, the then outstanding shares of common stock and the combined voting power of the then outstanding voting securities entitled to vote generally in the election of directors is then owned beneficially, directly or indirectly, by all or substantially all of the individuals and entities who were the Beneficial Owners, respectively, of the Outstanding UGI Common Stock and UGI Voting Securities immediately prior to such sale or disposition in substantially the same proportion as A-1 their ownership of the Outstanding UGI Common Stock and UGI Voting Securities, as the case may be, immediately prior to such sale or disposition; or e. UGI and its Subsidiaries fail to own more than 50% of the then outstanding shares of common stock of the Company or more than 50% of the combined voting power of the then outstanding voting securities of the Company entitled to vote generally in the election of directors; or f. Consummation by the Company of a reorganization, merger or consolidation (a “Business Combination”), in each case, with respect to which all or substantially all of the individuals and entities who were the respective Beneficial Owners of the Company’s outstanding common stock and voting securities immediately prior to such Business Combination do not, following such Business Combination, Beneficially Own, directly or indirectly, more than 50% of, respectively, the then outstanding shares of common stock and the combined voting power of the then outstanding voting securities entitled to vote generally in the election of directors, as the case may be, of the corporation resulting from such Business Combination in substantially the same proportion as their ownership immediately prior to such Business Combination of the Company’s outstanding common stock and voting securities, as the case may be; or g. Consummation of a complete liquidation or dissolution of the Company or sale or other disposition of all or substantially all of the assets of the Company other than to a corporation with respect to which, following such sale or disposition, more than 50% of, respectively, the then outstanding shares of common stock and the combined voting power of the then outstanding voting securities entitled to vote generally in the election of directors is then owned beneficially, directly or indirectly, by all or substantially all of the individuals and entities who were the Beneficial Owners, respectively, of the Company’s outstanding common stock and voting securities immediately prior to such sale or disposition in substantially the same proportion as their ownership of the Company’s outstanding common stock and voting securities, as the case may be, immediately prior to such sale or disposition. A-2 UGI CORPORATION DESCRIPTION OF COMPENSATION ARRANGEMENT FOR JOHN L. WALSH EXHIBIT 10.29 John L. Walsh is President and Chief Executive Officer of UGI Corporation. Mr. Walsh has an oral compensation arrangement with UGI Corporation, which includes the following: Mr. Walsh: 1. is entitled to an annual base salary, which for fiscal year 2020 was $1,244,719; 2. participates in  UGI  Corporation’s  annual  bonus  plan,  with  bonus payable  based  on  the  achievement  of  pre-approved  financial and/or business performance objectives that support business plans and strategic goals; 3. participates in UGI Corporation’s long-term compensation plans, UGI Corporation’s 2004 Omnibus Equity Compensation Plan, as  amended,  and  UGI  Corporation’s  2013  Omnibus  Incentive  Compensation  Plan,  with  annual  awards  as  determined  by  the Compensation and Management Development Committee. 4. will receive cash benefits upon termination of his employment without cause following a change in control of UGI Corporation; and 5. participates in UGI  Corporation’s benefit plans, including the  UGI Pension Plan, Senior Executive  Employee  Severance Plan, Supplemental Executive Retirement Plan, UGI Savings Plan, and Supplemental Savings Plan.      UGI CORPORATION DESCRIPTION OF COMPENSATION ARRANGEMENT FOR TED J. JASTRZEBSKI Ted J. Jastrzebski is Chief Financial Officer of UGI Corporation. Mr. Jastrzebski has an oral compensation arrangement with UGI Corporation, which includes the following: Mr. Jastrzebski: 1. is entitled to an annual base salary, which for fiscal year 2020 was $674,578; 2. participates in  UGI  Corporation’s  annual  bonus  plan,  with  bonus payable  based  on  the  achievement  of  pre-approved  financial and/or business performance objectives that support business plans and strategic goals; 3. participates  in  the  UGI  Corporation  2013  Omnibus  Incentive  Compensation  Plan,  with  annual  awards  as  determined  by  the Compensation and Management Development Committee; 4. will receive cash benefits upon termination of his employment without cause following a change in control of UGI Corporation; and 5. participates  in  UGI  Corporation’s  benefit  plans,  including  the  Senior  Executive  Employee  Severance  Plan  and  the  2009 Supplemental Executive Retirement Plan for New Employees. UGI CORPORATION DESCRIPTION OF COMPENSATION ARRANGEMENT FOR ROBERT F. BEARD Robert F. Beard is Executive Vice President, Natural Gas of UGI Corporation and President and Chief Executive Officer of UGI Utilities, Inc. Mr. Beard has an oral compensation arrangement with UGI Corporation, which includes the following: Mr. Beard: 1. 1 is entitled to an annual base salary, which for fiscal year 2020 was $520,000 ; 2. participates in UGI Utilities, Inc.’s annual bonus plan, with bonus payable based on the achievement of pre-approved financial and/or business performance objectives that support business plans and strategic goals; 3. participates in UGI Corporation’s long-term compensation plans, UGI Corporation’s 2004 Omnibus Equity Compensation Plan, as amended, and UGI Corporation’s 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan; 4. will receive cash benefits upon termination of his employment without cause following a change in control of UGI Corporation or UGI Utilities, Inc.; and 5. participates in UGI  Corporation’s benefit plans, including the  UGI Pension Plan, Senior Executive  Employee  Severance Plan, Supplemental Executive Retirement Plan, UGI Savings Plan, and Supplemental Savings Plan. 1  Mr. Beard's annual base salary reflects a mid-year annual base salary increase, effective July 20, 2020. UGI CORPORATION DESCRIPTION OF COMPENSATION ARRANGEMENT FOR ROGER PERREAULT Roger Perreault is Executive Vice President, Global LPG of UGI Corporation and President of UGI International, LLC. Mr. Perreault has an oral compensation arrangement with UGI Corporation, which includes the following: Mr. Perreault: 1. is entitled to an annual base salary, which for fiscal year 2020 was $639,450; 2. participates in  UGI  Corporation’s  annual  bonus  plan,  with  bonus payable  based  on  the  achievement  of  pre-approved  financial and/or business performance objectives that support business plans and strategic goals; 3. participates  in  the  UGI  Corporation  2013  Omnibus  Incentive  Compensation  Plan,  with  annual  awards  as  determined  by  the Compensation and Management Development Committee; 4. will receive cash benefits upon termination of his employment without cause following a change in control of UGI Corporation; and 5. participates in UGI Corporation’s benefit plans, including the Senior Executive Employee Severance Plan, 2009 Supplemental Executive Retirement Plan for New Employees, and UGI Savings Plan. UGI CORPORATION DESCRIPTION OF COMPENSATION ARRANGEMENT FOR MONICA M. GAUDIOSI Monica M. Gaudiosi is Vice President, General Counsel and Secretary of UGI Corporation. Ms. Gaudiosi has an oral compensation arrangement with UGI Corporation, which includes the following: Ms. Gaudiosi: 1. is entitled to an annual base salary, which for fiscal year 2020 was $506,741; 2. participates in  UGI  Corporation’s  annual  bonus  plan,  with  bonus payable  based  on  the  achievement  of  pre-approved  financial and/or business performance objectives that support business plans and strategic goals; 3. participates in UGI Corporation’s long-term compensation plans, UGI Corporation’s 2004 Omnibus Equity Compensation Plan, as  amended,  and  UGI  Corporation’s  2013  Omnibus  Incentive  Compensation  Plan,  with  annual  awards  as  determined  by  the Compensation and Management Development Committee. 4. will receive cash benefits upon termination of her employment without cause following a change in control of UGI Corporation; and 5. participates in UGI Corporation’s benefit plans, including the Senior Executive Employee Severance Plan, 2009 Supplemental Executive Retirement Plan for New Employees, and UGI Savings Plan. FIRST AMENDMENT TO GAS SUPPLY AND DELIVERY SERVICE AGREEMENT CONTRACT UGIU-P-1010 EXHIBIT 10.41 THIS FIRST AMENDMENT (this "Amendment") is entered into as of November 1, 2020 (the "Effective Date"), by and among UGI Utilities, Inc, a Pennsylvania Corporation ("Utility"), having an address at 1 UGI Drive, Denver, PA 17517, and UGI Energy Services, LLC, a Pennsylvania limited liability company ("UGIES"), having an address at 835 Knitting Mills Way, Wyomissing, PA 19610. Utility and UGIES may herein be referred to individually as a "Party" or collectively as the "Parties." WITNESSETH: WHEREAS, the  Parties  have  entered  into  that  certain  Gas Supply and Delivery Service Agreement (the  “Agreement”) dated November  1,  2015, pursuant  to  which  UGIES currently  provides  for  the delivery  of  a  Maximum Daily  Quantity  of  106,465 Dth  per  day (1,596,975 Total Winter Entitlement) of a Firm supply service to Utility for the 2019 through 2020 Winter Season; WHEREAS, the Agreement will expire in accordance with its terms on March 31, 2020; WHEREAS, the Parties desire to extend the Agreement through and including the Delivery Day of March 31, 2025; NOW THEREFORE, in  consideration  of  the  mutual  provisions  contained  in  this  Amendment  and  other  good  and  valuable consideration, the receipt and sufficiency of which are hereby acknowledged, each of the Parties, intending to be legally bound, hereby agree as follows: 1. As of the Effective Date, Section 1.5 of the Agreement is hereby amended to revise the definition of “Gas Day” by changing “ECT” to “EST”. With this change, Section 1.5 will read: 1.5 “Gas Day” shall refer to the NAESB-defined gas day, which shall be on continuous twenty-four (24) hour period, commencing at 10:00 a.m. EST. 2. As of the Effective Date, Section 1.11 of the Agreement is hereby amended to delete “during the Primary Term” in the second sentence of the first paragraph. In addition, for the list related to “Winter Season”, add “2020 through 2025” at the end of the list and for the list related to “TWE” add “1,596,975 Dth” at the end of the list (to align with the 2020 through 2025 period). With these changes, Section 1.11 will read: 1.11    “Total Winter Entitlement” or “TWE” shall mean the maximum quantity of Natural Gas the Utility is entitled to receive and UGIES is obligated to deliver on a Firm basis during a Winter Season. The TWE for each Winter Season shall be as follows: Winter Seasons                TWE 2015 through 2016                854,895 Dth 2016 through 2017                914,415 Dth 2017 through 2018                1,141,935 Dth 1 2018 through 2019                1,369,455 Dth 2019 through 2020                1,596,975 Dth 2020 through 2025                1,596,975 Dth 3. As of the Effective Date, Section 1.12 of the Agreement is hereby amended to revise the definition of “Winter Season” by changing “ECT” to “EST”. With this change, Section 1.12 will read: 1.12 “Winter Season” shall refer to the period beginning at 10:00 a.m. EST November 1 and ending 9:59 a.m. EST the following March 31. 4. As of the Effective Date, Section 2 of the Agreement is hereby amended by adding after the first sentence “The Primary Term will expire on March 31, 2020 and Utility exercised its right to extend the Agreement for a five (5) year term (“Rollover Term I”).” The third sentence will be revised to delete “the Primary Term or”. With these changes, Section 2 will read: SECTION 2. Term This Agreement shall be effective for a period commencing on and including the Delivery Day of November 1, 2015, and expiring on and including the Delivery Day of March 31, 2020 (the "Primary Term"). The Primary Term will expire on March 31, 2020 and Utility exercised its right to extend the Agreement for a five (5) year term (“Rollover Term I”). Utility shall have the right, in its sole discretion, to extend the Agreement for a subsequent five-year term (with each five-year period referred to as a "Rollover Term") by providing written notice to UGIES of its intent to extend the Agreement at least one (1) year prior to the expiration of any Rollover Term (referred to as a “Notice Date”). If Utility elects to extend the Agreement for one or more Rollover Terms, the MDQ and TWE and all terms and conditions of service shall remain unchanged unless expressly agreed to by the Parties; provided however that the applicable Reservation Charge and the Commodity Charge for the Rollover Term will be adjusted in accordance with Section 5.3 hereof. 5. As of the Effective Date, Section 3.2 of the Agreement is hereby amended by deleting “during the primary term” in the second sentence. In addition, for the list related to “Winter Seasons” add “2020 through 2025” at the end of the list and for the list related to “MDQ” add “106,465 Dth” at the end of the list (to align with the 2020 through 2025 period). With these revisions, Section 3.2 will read: 3.2 Maximum Daily Quantity. The “Maximum Daily Quantity” or “MDQ” shall mean the maximum quantity of Natural Gas that Utility may require UGIES to deliver on a Firm basis, on any day during a Winter Season. The MDQ for each Winter Season shall be as follows: Winter Seasons                MDQ 2015 through 2016                56,993 Dth 2016 through 2017                60,961 Dth 2017 through 2018                76,129 Dth 2018 through 2019                91,297 Dth 2019 through 2020                106,465 Dth 2 2020 through 2025                106,465 Dth 6. As of the Effective Date, Section 3.3 of the Agreement is hereby amended to add the following entry at the bottom of the table. Winter Season MDQ Delivery Point(s) 2020 through 2025 Up to 25,000 Dth Utility's physical interconnection at either Transco Meter No. 1006691 or any mutually agreeable interconnection between Utility's distribution system and UGIES's peaking facilities. Up to 81,465 Dth Any mutually agreeable interconnection between Utility’s distribution system and UGIES’s peaking facilities. 7. As of the Effective Date, Section 4 of the Agreement is hereby amended by changing “ECT” to “EST”. With this change, Section 4 will read: 4. Nomination Procedure. Utility shall have the right, but not the obligation, to make a Day-Ahead Nomination for quantities up to the MDQ on trading  days  defined  by  International  Exchange  (“ICE”),  for  delivery  on  a  subsequent  ICE  delivery  day(s).  Utility  shall notify UGIES, either verbally or in writing, of the requested quantity by 9:30 a.m. EST on the ICE trading day. 8. As of the Effective Date, Section 5.1 of the Agreement is hereby amended by changing “Primary Term” in the first sentence to “Term”. In the lists under this sentence, change the list header “Primary Term” to “Term” and add “November 2020 through March 2025” at the end of the list. For the list related to “Annual Charge”, add $16,664,516.17 at the end of the list (to align with the 2020 through 2025 period). In the paragraph below these lists, delete “Primary”. For the list under this paragraph (i.e., the list related to Primary Term), change “Primary Term” to “Term” and add “November 2020 through March 2025” at the end of the list. For the list related to “Monthly Installment Charge”, add $3,332,903.23 at the end of the list (to align with the 2020 through 2025 period). With these changes, Section 5.1 will read: 5.1    Reservation Charge. Utility shall pay UGIES a Reservation Charge during the Term, as follows: Term                            Annual Charge November 2015 through March 2016            $11,626,572.00 November 2016 through March 2017            $11,399,707.00 November 2017 through March 2018            $11,723,866.00 November 2018 through March 2019            $14,059,738.00 November 2019 through March 2020            $16,395,610.00 November 2020 through March 2025            $16,664,516.17 3 The Reservation Charge above shall be paid in five (5) equal installments due on November 1, December 1, January 1, February 1, and March 1, during each year of the Term, as follows: Term                        Monthly Installment Charge November 2015 through March 2016        $2,325,314.40 November 2016 through March 2017        $2,279,941.40 November 2017 through March 2018        $2,344,773.20 November 2018 through March 2019        $2,811,947.60 November 2019 through March 2020        $3,279,122.00 November 2020 through March 2025        $3,332,903.23 The Reservation Charge shall be billed and paid in accordance with Section 6 hereof. 9. As of the Effective Date, Section 5.2 (b)(ii) of the Agreement is hereby modified to replace “ECT” with “EST.” With this change, Section 5.2(b)(ii) will read: (ii)    Unless otherwise agreed, Utility shall notify UGIES of its intention to lock-in the Commodity Charge by no later than 10:00 a.m. EST on the penultimate trading day for the NYMEX Natural Gas contract to the month in which such lock-in will apply. Such notice shall identify the quantity of Natural Gas to be locked-in for each month of delivery. UGIES shall promptly communicate to Utility any limitations on the lock-in quantity identified in Utility’s notice and the Parties will utilize commercially reasonable efforts to facilitate the lock-in to the extent practicable. 10. As of the Effective Date, Section 5.3 of the Agreement is hereby amended by adding “The Primary Term will expire on March 31, 2020 and Utility exercised its right to extend the Agreement for a five (5) year term (“Rollover Term I”)” after the first sentence. In the second sentence, delete “using 2019 as the base.” and replace it with “using 2023 as the base.” With these changes, Section 5.3 will read: 5.3 Rollover Period Price Adjustment. Utility shall have a Right of First Refusal (“ROFR”) to extend the Agreement upon the expiration of the Primary Term or any Rollover Term. The Primary Term will expire on March 31, 2020 and Utility exercised its right to extend the Agreement for a five (5) year term (“Rollover Term I”). In the event that Utility elects to extend the Agreement for one or more Rollover Terms, the Reservation Charge applicable to each Rollover Term shall be escalated based on the U.S. Gross Domestic Product Implicit Price Deflator, using 2023 as the base. For any subsequent term, the escalation fee will be based on the U.S. Gross Domestic Product Implicit Price Deflator using the index from the penultimate year of the subsequent term. 11. As of the Effective Date, Section 12.2 of the Agreement is amended by replacing “ECT” with “EST”. With this change, Section 12.2 will read: 12.2 Means of Delivery. Unless a specific means of notice is expressly stated herein, all notices required hereunder may be sent by mutually acceptable means, provided, however, that (i) notices shall be deemed given when received on a Business Day by the addressee, (ii) notices sent electronically shall be deemed 4 received upon the sending Party's receipt of confirmation of successful transmission, and (iii) any notice received on a day other than a Business Day or after 5:00 p.m. EST on a Business Day shall be deemed received at the start of the next following Business Day. 12. As of the Effective Date, Section 12.3 of the Agreement is hereby amended to revise the addresses of the Parties for notices. The updated addresses in Section 12.3 are as follows: 12.3 Addresses. Notices shall be provided to the Parties at the following addresses: If to UGI Energy Services, LLC, to:         UGI Energy Services, LLC         835 Knitting Mills Way         Wyomissing, PA 1961         Telephone:    (610) 373-7999         Facsimile:    (610) 374-4288         Attention:    Vice President Energy Marketing and Supply If to UGI Utilities, Inc., to:         UGI Utilities, Inc.         1 UGI Drive         Denver, PA 17517         Telephone:    (610) 796-3431         Facsimile:    (610) 796-3606         Attention:    Director Energy Supply & Planning 13. As of the Effective Date, a new Section 18.6 will be added to the Agreement, which will read: 18.6 Remaining Provisions. Except as expressly set forth herein, the terms and conditions of the Agreement remain unchanged and are fully enforceable by either Party in accordance with the terms thereof. 5 IN WITNESS WHEROF, the Parties have caused this Amendment to be signed by their duly authorized offices of this effective date. UGI UTILITIES, INC. By:    /s/ Paul Szykman         Name: Paul Szykman Title: Chief Regulatory Officer UGI ENERGY SERVICES, LLC By:    /s/ Joseph Hartz             Name: Joseph Hartz Title: President & Chief Executive Officer 6 GAS SUPPLY AND DELIVERY SERVICE AGREEMENT Contract UGI-CO-1013 EXHIBIT 10.42 THIS Gas Supply and Delivery Service Agreement (this "Agreement")  is  made  and  entered  into  as  of  November  1,  2020  (the "Effective Date"), by and among UGI Utilities, Inc. a Pennsylvania Corporation (“Utility”), having an address at 1 UGI Drive, Denver, PA 17517, and UGI Energy Services, LLC, a Pennsylvania limited liability company ("UGIES"), having an address at 835 Knitting Mills Way, Wyomissing, PA 19610. Utility and UGIES may herein be referred to individually as a "Party" or collectively as the "Parties." WHEREAS, the  Utility  is  a  local  distribution  company  that  is  principally  engaged  in  the  business  of  distributing  natural  gas  to residential, commercial, and industrial end-use customers located within its service territory in Pennsylvania; WHEREAS, UGIES  is  an  energy  marketer  and  supplier  that  is  principally  engaged  in  the  business  of  selling  natural  gas  and managing assets for the sale and delivery of natural gas in Pennsylvania and other states; and WHEREAS, Utility  desires  to  receive,  and  UGIES  has  agreed  to  provide,  certain  gas  supply  and  related  delivery  services  to  the Utility, subject to the terms and conditions of this Agreement. NOW THEREFORE, in consideration of the covenants contained herein and other good and valuable consideration, the receipt and sufficiency of which are hereby acknowledged, the Parties agree as follows: SECTION 1. Definitions 1.1 "Day-Ahead Nomination" shall have the meaning set forth in Section 4 hereof. 1.2 "Dekatherm" or "Dth" shall mean one million British Thermal Units (MMBtu). 1.3 "Delivery Day" shall mean the day of actual gas flow and delivery applicable to a Nomination. The Parties shall observe the NAESB-defined gas day, which shall be one continuous twenty-four hour period, commencing at 10 a.m. ECT. 1.4 "Delivery Point" or "Delivery Points" shall mean the point or points of physical interconnection at Transcontinental Pipeline’s (“Transco”) Master Meter No. 1006691, Tennessee Gas Pipeline’s (“Tennessee”) Union Dale Meter No. 420203, UGIES’s gathering line interconnection with the Utility, located in Union Dale, Pennsylvania (“UGIES Union Dale”) or any other mutually agreeable delivery points. 1.5 "Firm" shall mean, in reference to a Party's obligation to deliver or receive Natural  Gas,  the  requirement  that  the  full  quantity  of  Natural  Gas  nominated  for  receipt  or  delivery  must  be  delivered  or  received  by  the obligated Party, except for reasons for Force Majeure under Section 7 or Waiver of Delivery under Section 3.4. 1  1.6 "Maximum Daily Quantity" or "MDQ" shall have the meaning set forth in Section 3.2 hereof.     1.7 “Month Ahead” shall have the meaning set forth in Section 4 hereof. 1.8 "Natural Gas" shall mean any mixture of hydrocarbons and noncombustible gases in a gaseous state, including vaporized LNG and propane air. 1.9 "Nomination" shall mean a notice provided by Utility to UGIES setting forth its delivery requirements, pursuant to Section 4 hereof. The Parties shall maintain contacts for twenty-four (24) hours per day, seven (7) days per week, for the purposes of providing and receiving Nominations. 1.10 "Replacement Supply" shall mean Natural Gas quantities obtained by Utility to replace a portion of a Scheduled Quantity that UGIES fails to deliver in accordance with a Daily Nomination. 1.11 "Scheduled Quantity" shall  mean,  for  a  particular  Delivery  Day,  the  quantity  of  Natural  Gas  that  Utility  requests  in  a Nomination and UGIES confirms. 1.12 "Winter Season" shall refer to the period beginning at 10:00 a.m. ECT November 1 and ending at 9:59 a.m. ECT the following March 31. SECTION 2. Term This Agreement shall be effective for a period commencing on and including the Delivery Day of November 1, 2020 and expiring on and including the Delivery Day of October 31, 2038 (the "Primary Term"). SECTION 3. Character of Service 3.1    Delivery Obligation. UGIES shall sell and deliver and Utility shall have the option  to  purchase  and  the  right  to  receive  Natural  Gas  on  any  day  during  the  Primary  Term.  UGIES's  obligation  to  deliver  and  Utility's obligation  to  receive  Natural  Gas  shall  be  Firm  for  any  Nomination  quantity,  up  to  the  applicable  MDQ.  Service  will  be  provided  using UGIES's primary firm pipeline capacity, incremental peaking plant capacity, or a reasonably acceptable asset-backed substitute. Service will only be subject to interruption for reasons of Force Majeure. 3.2 Maximum Daily Quantity. The "Maximum Daily Quantity" or "MDQ" shall mean the maximum quantity of Natural Gas that Utility may require UGIES to deliver on a Firm basis during the Primary Term. The MDQ for the Primary Term shall be the following: Period November 1 through March 31 April 1 through October 31 MDQ Union Dale or Tennessee 26,158 Dth 12,279 Dth MDQ Transco 71,836 Dth 33,720 Dth 2  3.3 Authorized Overruns. If Utility wishes to overrun its MDQ on any Delivery Day, it must request authorization from UGIES in advance. UGIES will authorize and permit such overruns if it reasonably determines that it is operationally feasible to do so. The Parties shall agree in advance on the Commodity Charge to apply to any Natural Gas delivered to Utility in excess of its MDQ. 3.4 Waiver of Delivery Obligation. On any Delivery Day, Utility shall maintain its distribution facilities downstream of the Delivery Point(s) in a way that permits UGIES to deliver the Scheduled Quantities, otherwise UGIES shall be relieved of its obligation to deliver the Scheduled  Quantities  for  the  period  and  to  the  extent  that  Utility's  distribution  facilities  do  not  permit  such  deliveries.  Once  the  Utility’s distribution facilities have been corrected by Utility, UGIES shall use commercially reasonable efforts to supply the entire amount nominated by Utility for that Delivery Day. SECTION 4. Nomination Procedure Utility shall have the right, but not the obligation, to make a Month-Ahead Nomination for any quantity up to the MDQ. Utility shall notify UGIES of the quantity requested, verbally or in writing, by 3:00 p.m. ECT on the penultimate trading day before the expiration of the Henry Hub Natural Gas futures contract applicable to the month of delivery. Utility shall have the right, but not the obligation, to make a Day-Ahead Nomination for quantities remaining after the Month-Ahead Nomination, up to the MDQ, on trading days defined by Intercontinental Exchange ("ICE"), for delivery on a subsequent ICE delivery day(s). Utility shall notify UGIES, either verbally or in writing, of the requested quantity by 10:00 a.m. ECT on the ICE trading day. SECTION 5. Charges 5.1 Reservation Charge. Utility any shall pay UGIES an Annual Reservation Charge of $13,719,160.00 each year during the Primary Term. The Annual Reservation Charge shall be paid in accordance with the installment schedule below on or before the first (1 ) of each month of the Primary Term. The Reservation Charge shall be billed and paid in accordance with Section 6 hereof. st Installment Period Reservation Charge Payment (Per Month in Installment Period) November through March April through September October $1,656,098.60 $777,383.10 $774,368.40 3 5.2 Commodity Charge. Unless Utility elects to lock a fixed price with UGIES in accordance with paragraph (b), below, Utility shall not be obligated to purchase or receive any Natural Gas from UGIES under this Agreement. For all quantities of Natural Gas sold and delivered by UGIES, Utility shall pay a Commodity Charge, which shall be determined according to the following alternatives: (a) (b) (c) (d) (e) For all quantities of Natural Gas, up to the Transco MDQ, delivered to Utility's city gate made pursuant to a Month-Ahead Nomination, Utility shall pay a Commodity Charge equal to the published Platts Inside FERC index price for Transco, Leidy Line Receipts, plus the Transco Firm Transportation maximum tariff rates for fuel and commodity on deliveries from Zone 6 to Zone 6. For  all  quantities  of  Natural  Gas,  up  to  the  Tennessee  or  UGIES  Union  Dale  MDQ,  delivered  to  Utility's  city  gate  made pursuant to a Month-Ahead Nomination, Utility shall pay a Commodity Charge equal to the published Platts Inside FERC index price for Tennessee Gas Pipeline’s (“Tennessee”) Zone 4, 300 Leg, plus the Tennessee Firm Transportation maximum tariff rates for fuel and commodity on deliveries from Zone 4 to Zone 4. For  all  quantities  of  Natural  Gas,  up  to  the  Transco  MDQ,  delivered  to  Utility's  city  gate  made  pursuant  to  a  Day-Ahead Nomination, Utility shall pay a Commodity Charge equal to the published Platts Gas Daily Midpoint index price for Transco, Leidy Line Receipts, plus the Transco Firm Transportation maximum tariff rates for fuel and commodity on deliveries from Zone 6 to Zone 6. For  all  quantities  of  Natural  Gas,  up  to  the  Tennessee  or  UGIES  Union  Dale  MDQ,  delivered  to  Utility's  city  gate  made pursuant  to  a  Day-Ahead  Nomination,  Utility  shall  pay  a  Commodity  Charge  equal  to  the  published  Platts Gas Daily Midpoint index price for Tennessee’s Zone 4, 300 leg, plus the Tennessee Firm Transportation maximum tariff rates for fuel and commodity on deliveries from Zone 4 to Zone 4. Utility  will  have  the  right  at  any  time  to  lock  in  a  fixed  Commodity  Charge  for  any  term  and  quantity  up  to  the  MDQ throughout the Agreement term. The Commodity Charges for locked in quantities shall be as agreed to by the Parties based on prevailing market conditions at the time the lock in is made. Utility's right to lock in a quantity of Natural Gas shall be limited as follows: (i) (ii) The maximum quantity of Natural Gas for which Utility may lock in a fixed Commodity Charge shall equal the MDQ less any quantities previously locked in for the Primary Term. Unless otherwise agreed, Utility shall notify UGIES of its intention to lock in the Commodity Charge by no later than 3:00 p.m. ECT on the penultimate trading day for the NYMEX Natural Gas contract to the month in which such lock in will apply. Such notice shall identify the quantity of Natural Gas to be locked in for each month of delivery. UGIES shall  promptly  communicate  to  Utility  any  limitations  on  the  lock  in  quantity  identified  in  Utility's  notice  and  the Parties will utilize commercially reasonable efforts to facilitate the lock in to the extent practicable. 4 (iii) If Utility has locked in a fixed price, Utility shall be required to purchase and take delivery of the quantity of Natural Gas for which a locked in price is established. The  Commodity  Charges  determined  in  accordance  with  sub-paragraphs  (a)  and  (b)  above  shall  be  billed  and  paid  on  a  monthly  basis,  in accordance with Section 6. SECTION 6. Billing and Payment UGIES will invoice Utility each month of the Primary Term for the Reservation Charges due in accordance with Section 5.1, plus any applicable taxes in accordance with Section 10 hereto. UGIES will invoice Utility monthly for all Commodity Charges applicable to service rendered during the prior month, plus any applicable taxes in accordance with Section 10 hereto. Utility shall pay UGIES the full amount of such Commodity Charges and applicable taxes, due no later than ten (10) days following Utility's receipt of the invoice. All payments shall be made by Wire Transfer (EFT) to UGIES's banking institution, designated as follows: Mellon Bank, N.A. Pittsburgh, PA Account No. XXXXX ACH No. XXXXX SECTION 7. Force Majeure 7.1 Generally. Except  as  otherwise  set  forth  herein,  deliveries  under  this  Agreement  shall  be  Firm  and  shall  not  be  subject  to curtailment, interruption, or proration, except as the result of Force Majeure. In the event that either UGIES or Utility is unable, wholly or in part, by a Force Majeure  event to carry out its obligations  under this Agreement,  it is agreed  that upon such Party's giving notice  and full particulars of such Force Majeure event, in accordance with Section 7.4, then the obligations of the Party giving such notice insofar as they are affected by such Force Majeure event shall be suspended, from the inception, and during the continuance of any inability so caused, but for no longer period. The Party claiming Force Majeure shall not be excused from its responsibility for imbalance charges. 7.2 Included Events. Force Majeure shall include, but not be limited to, the following: (i) physical events such as acts of God, landslides, lightning, earthquakes, fires, storms, or storm warnings, such as hurricanes which result in evacuation of the affected area, floods, washouts, explosions, breakage or accident or necessity of repairs to machinery or equipment or lines of pipe, except as provided in Section 7.3;  (ii)  interruption  and/or  curtailment  of  primary  Firm  transportation  and/or  storage  by  transporters;  (iii)  acts  of  others  such  as  strikes, lockouts,  or  other  industrial  disturbances,  riots,  sabotage,  terrorist  actions,  insurrections,  or  wars;  and  (iv)  governmental  actions  such  as necessity for compliance with any court order, law, statute, ordinance, regulation, or policy having the same effect of law promulgated by a governmental authority having jurisdiction. 7.3 Excluded Events. (a) Neither Party shall be entitled to the benefit of the provisions of Force Majeure to the extent that performance is affected by any or all of the following circumstances: (i) the 5 curtailment  of  interruptible  or  secondary  Firm  transportation;  (ii)  the  contractual  non-performance  or  negligence  of  any affiliate,  independent  contractor,  agent,  or  employee  of  UGIES  in  operating  or  maintaining  any  upstream  pipeline  facilities utilized  by  UGIES;  (iii)  the  Party  claiming  excuse  failed  to  remedy  the  condition  and  to  resume  the  performance  of  such covenants or obligations with reasonable dispatch; (iv) economic hardship, to include, without limitation, UGIES's ability to sell Natural Gas at a higher or more advantageous price than the Agreement price, Utility's ability to purchase Natural Gas at a lower or more advantageous price than the Agreement price, (v) the loss of Utility's market(s) or Utility's inability to use or resell Natural Gas purchased hereunder, except, in either case, as provided in Section 7.2; or (vi) the loss or failure of UGIES's gas  supply,  including  but  not  limited  to  the  failure  of  UGIES's  gas  supply  to  be  delivered  to  an  upstream  receipt  point  on UGIES's pipeline capacity, or depletion of reserves, except, in either case, as provided in Section 7.2. (b)    In addition to the foregoing, for supplies sourced from local Marcellus production wells, UGIES shall not be entitled to the benefit of Force Majeure to the extent that performance is affected by any or all of the following circumstances: (x) any well failures  or  freeze-offs;  and  (y)  any  failure  of  conditioning  equipment  such  as  regulation,  compression,  or  dehydration equipment. 7.4 Notice. The Party asserting  Force Majeure  shall  provide  immediate  written notice  to the  other Party of the  occurrence  of a Force Majeure event. Notice shall include: (i) a detailed explanation of the event that has occurred; (ii) the known or expected impact on the Party's  ability  to  perform;  and  (iii)  the  period  of  time  during  which  the  Party's  performance  will  be  impacted.  The  Party  asserting  Force Majeure will remedy the Force Majeure event and resume performance of its obligations hereunder as soon as reasonably possible. SECTION 8. Failure to Deliver or Receive Gas 8.1 Failure to Deliver. Unless otherwise excused by the waiver of a delivery obligation under Section 3.4 or a  Force Majeure event under Section 7.2, if UGIES fails to deliver all or a portion of a Scheduled Quantity on any Delivery Day, UGIES shall pay Utility an amount equal to the difference between: (i) the Nomination quantity for the Delivery Day and (ii) the quantity delivered during such Delivery Day  (such  difference  being  the  "Deficiency  Amount");  times the  positive  difference  between  (iii)  the  applicable  Commodity  Charge  as determined under Section 5.2 hereof and (iv) the cost of Replacement Supply as determined by Utility in a commercially reasonably manner within a reasonable time after UGIES fails to deliver the Deficiency Amount. 8.2 Failure to Receive. Unless otherwise excused by the waiver of a delivery obligation under Section 3.5 or a Force Majeure event under Section 7.2, if Utility fails to take all or a portion of the Scheduled Quantity for the Delivery Day, Utility shall pay UGIES an amount  equal to the Deficiency Amount times the positive difference between (i) the  applicable Commodity Charge as determined  under Section 5.2 hereof and (ii) the price received by UGIES from the sale of the Deficiency Amount as determined by UGIES in a commercially reasonable manner within a reasonable time after Utility fails to take delivery of the Deficiency Amount. 8.3 Duty to Mitigate. Each Party has an affirmative duty to mitigate in good faith the extent of damages that may arise from the other Party's failure to discharge its receipt or delivery obligations under this Agreement. In the event a Party fails to properly discharge its duty to mitigate, 6 any amounts otherwise due under Sections 8.1 and 8.2 hereunder shall be reduced by an amount that would not have been incurred had such duty been properly discharged. 8.4 Exclusive Remedy. The remedies set forth in Sections 8.1 and 8.2 shall be the exclusive remedies available to a Party for the other Party's failure to discharge its firm receipt or delivery obligation hereunder. SECTION 9. Indemnification Except as otherwise limited pursuant to this Agreement, each Party shall indemnify, defend, and hold harmless the other Party, the other Party's officers, employees, shareholders, directors and agents, and their respective successors and assigns from and against any and all third  party  claims,  demands,  liabilities,  losses,  expenses,  costs,  obligations,  recoveries,  or  damages  of  any  nature  whatsoever,  whether accrued,  absolute,  contingent,  or  otherwise,  including,  without  limitation,  court  costs  and  attorneys'  fees  (whether  or  not  suit  is  brought) arising out of, resulting from, or relating to: (i) negligence, gross negligence, bad faith actions, or willful misconduct in connection with this Agreement,  and  (ii)  any  Natural  Gas  while  it  is  in  the  Party's  control  or  possession.  This  Section  9  shall  survive  termination  of  the Agreement. SECTION 10. Taxes 10.1 Responsibility. Responsibility for payment of all kinds of taxes applicable to Natural Gas sold hereunder shall be allocated as follows: (a) (b) UGIES shall pay, or cause to be paid, and Utility shall be held harmless by UGIES, for the payment of all taxes imposed on or with respect to the Natural Gas sold or delivered hereunder by UGIES for which the taxable incident arises or occurs prior to the delivery of Natural Gas to the Delivery Point(s); and Utility shall pay or cause to be paid, and UGIES shall be held harmless by Utility, for the payment of all taxes imposed on or with respect to the Natural Gas sold or delivered by UGIES hereunder for which the taxable incident arises or occurs upon delivery or after the Natural Gas is delivered to the Delivery Point(s). 10.2 Reimbursement. If a Party is required to remit or pay taxes that are the other Party's responsibility hereunder (including any tax which would have been incurred by a Party absent this Agreement), the Party responsible for such taxes shall promptly reimburse the other Party therefor. SECTION 11. Title and Warranties 11.1 Warranty of Title. UGIES hereby warrants good and merchantable title to the Natural Gas sold by it hereunder or the right to sell the same, and warrants that all Natural Gas delivered to Utility shall be free from all liens, encumbrances, and adverse claims. Upon delivery to Utility, title shall be passed to Utility. 11.2 Warranty Disclaimers. Except  as  expressly  stated  herein,  neither  Party  provides  any  warranties  to  the  other,  express  or implied, including implied warranties of merchantability and fitness for a particular purpose. 7 SECTION 12. Notices 12.1 Generally. All invoices, payments, and other communications made hereunder shall be delivered to the addresses specified in writing by the Parties from time to time. 12.2 Means of Delivery. Unless a specific means of notice is expressly stated herein, all notices required hereunder may be sent by mutually acceptable means, provided however that (i) notices shall be deemed given on a Business Day by the addressee, (ii) notices sent electronically  shall  be  deemed  received  upon  the  sending  Party's  receipt  of  confirmation  of  successful  transmission,  and  (iii)  any  notice received  on  a  day  other  than  a  Business  Day  or  after  5:00  p.m.  ECT  on  a  Business  Day  shall  be  deemed  received  at  the  start  of  the  next following Business Day. 12.3 Addresses. Notices shall be provided to the Parties at the following addresses: If to UGI Energy Services, LLC, to: UGI Energy Services, LLC 835 Knitting Mills Way Wyomissing, PA 19610 Telephone:    (610) 373-7999 Facsimile:    (610) 374-4288 Attention:    V.P. Gas Supply & Customer Operations If to UGI Utilities, Inc., to: UGI Utilities, Inc. 1 UGI Drive Denver, PA 17517 Telephone:    (610) 781-1993 Facsimile:    (610) 796-3606 Attention:    Director Energy Supply & Planning SECTION 13. Assignment This  Agreement  shall  be  binding  upon  and  inure  to  the  benefit  of  the  respective  successors  and  assigns  of  the  Parties;  provided, however, that this Agreement shall not be transferred or assigned, by operation of law or otherwise, by UGIES or Utility without the other Party's prior written consent, which consent shall not be unreasonably withheld or delayed. Notwithstanding the foregoing, either Party may assign its rights and obligations hereunder to any parent, subsidiary, or affiliate, upon prior written notice to the other Party. SECTION 14. Confidentiality The existence, terms, and conditions of this Agreement shall be and remain confidential to the extent permitted by law. 8 SECTION 15. Laws and Regulatory Bodies 15.1 Generally. This Agreement shall be subject to all federal and state laws and to the orders, rules, and regulations of any duly constituted federal or state regulatory body or authority having jurisdiction. The interpretation and enforceability of this Agreement shall be governed by the laws of the Commonwealth of Pennsylvania, without recourse to its conflict of law principles. 15.2 Regulatory Event. In the event that any regulatory body directly or indirectly asserts jurisdiction over the Parties' obligations and,  as  a  result,  performance  under  the  Agreement  becomes  commercially  impracticable  by  either  Party  ("Regulatory  Event"),  then  the Parties  shall  negotiate  in  good  faith  in  order  to  amend  the  Agreement  (and  the  Parties'  obligations  and  rights  thereunder)  to  cure  the Regulatory Event. In the event that the Regulatory Event cannot be reasonably cured to the satisfaction of the affected Party, the Party so affected  shall  have  the  right  to  terminate  the  Agreement  upon  thirty  (30)  days  written  notice  to  the  other  Party.  A  regulatory  agency disallowing, in whole or in party, the pass through costs resulting from this Agreement shall not constitute a Regulatory Event. SECTION 16. Dodd-Frank Provisions 16.1     The terms set forth below shall have the meanings ascribed to them: "CFTC" means the U.S. Commodity Futures Trading Commission. "CFTC Regulations" means  the  rules,  regulations,  orders,  supplementary  information,  guidance,  questions  and  answers, staff letters, and interpretations published or issued by the CFTC, in each applicable case as amended, and when used herein may  also  include  specific  citations  to  Titles,  Parts,  or  Sections  of  Title  17  of  the  Code  of  Federal  Regulations  without otherwise  limiting  the  applicability  of  other  rules,  regulations,  orders,  supplementary  information,  guidance,  questions  and answers, staff letters, and interpretations. "Commodity Exchange Act" means the U.S. Commodity Exchange Act, as amended, 7 USC Section 1, et seq. "Commodity Option" means a "Commodity Option" within the meaning of CFTC Regulations. "SEC" means the U.S. Securities and Exchange Commission. "Swap" means a "swap" as defined in Section I a(47) of the Commodity Exchange Act and CFTC Regulations. "Trade Option" means a Commodity Option between the Parties under the Agreement that meets the conditions contained in CFTC Regulation 32.3(a). 16.2 The Parties shall seek to agree at the time a transaction is executed whether the transaction is a Trade Option or a contract, excluded  from  the  defined  term  Swap  or  otherwise  exempt  from  reporting.  If  a  transaction  is  a  Trade  Option,  each  Party  shall  report  the transaction in accordance with CFTC Regulation Part 32 and any applicable CFTC no-action letter. If the Parties 9 cannot  agree  as  to  whether  a  transaction  is  a  Trade  Option  or  otherwise  exempt  from  reporting,  then  each  Party  shall  make  its  own determination. 16.3 Each  Party  warrants  and  represents  that,  as  of  the  effective  date  of  this  Agreement  and  on  each  date  that  it  enters  into  a transaction subject to this Agreement, that: (i) (ii) It regularly makes or takes delivery of the commodity that is the subject of the transactions that are entered into subject to this Agreement in the ordinary course of its business, and any transaction it enters into subject to this Agreement is entered into in connection with such business; To the extent that any transaction entered into subject to this Agreement contains an embedded option, then either the factors determining the exercise of such option are beyond the control of the exercising Party, or if it is the offeree (i.e. Utility) of such option, it is a producer, processor, commercial user of, or a merchant handling the commodity, products, or byproducts thereof, that is/are the subject of the transaction (a "Commercial Party") and that it is entering into the transaction solely for purposes related to its business as such; and if it is the offeror (i.e. UGIES) of such option, it is either a Commercial Party and it is entering into the transaction solely for purposes related to its business as such or it is an "eligible contract participant," as defined in Section 1a(18) of the Commodity Exchange Act and the rules, regulations, orders, and interpretations of the CFTC and, as applicable, the SEC; and (iii) It intends to make or take physical delivery of the commodity that is the subject of any transaction it enters into subject to this Agreement, in accordance with the terms and provisions of any applicable confirmations and this Agreement. 16.4 Each Party will promptly notify the other Party if any representation is made by such Party, with respect to the Dodd-Frank Provisions, becomes materially incorrect or misleading in any respect and will promptly update such representation. SECTION 17. Limitation of Damages UNLESS EXPRESSLY PROVIDED HEREIN, A PARTY'S LIABILITY SHALL BE LIMITED TO DIRECT ACTUAL DAMAGES ONLY. PUNITIVE, EXEMPLARY, OR INDIRECT DAMAGES, LOST PROFITS, OR OTHER BUSINESS INTERRUPTION DAMAGES, BY STATUTE, IN TORT OR CONTRACT, UNDER ANY INDEMNITY PROVISION, OR OTHERWISE. THIS PARAGRAPH SHALL SURVIVE EXPIRATION OR TERMINATION OF THIS AGREEMENT. NEITHER PARTY SHALL BE LIABLE FOR CONSEQUENTIAL, INCIDENTAL, SECTION 18. Miscellaneous 18.1 Waiver. No waiver of any breach hereof shall be held to be a waiver of any other or subsequent beach. 18.2 Set-offs. Each Party reserves to itself all rights, set-offs, counterclaims, and other defenses to which it is or may be entitled to under applicable law. 10 18.3 Documentation. Each  Party  shall  provide  all  documents  necessary  to  effectuate  this  Agreement  and  the  transactions  that underlie this Agreement. 18.4 Amendments. This Agreement, including Appendices hereto, may be amended or modified only by a writing signed by duly authorized representatives of both Parties. 18.5 Authorization. Utility  and  UGIES  each  represents  to  the  other  its  respective  belief  that  it  has  obtained  all  necessary corporation and regulatory authorizations to execute and perform its obligations under this Agreement. (Remainder of this page intentionally left blank) 11 IN WITNESS THEREOF, the Parties have executed this Agreement in duplicate by their respective duty authorized officers as of the day and year first written above. UGI UTILITIES, INC. By:/s/ Paul Szykman Name: Paul Szykman Title: Chief Regulatory Officer     UGI ENERGY SERVICES, LLC By:/s/ Joseph Hartz Name: Joseph Hartz Title: President & Chief Executive Officer 12 SUBSIDIARIES OF UGI CORPORATION EXHIBIT 21 SUBSIDIARY AMERIGAS, INC. AMERIGAS PROPANE, INC. AmeriGas Partners, L.P. AmeriGas Eagle Finance Corp. AmeriGas Finance Corp. AmeriGas Finance LLC AP Eagle Finance Corp. AmeriGas Propane GP, LLC AmeriGas Propane, L.P. 902 Gilbert Street, LLC AmeriGas Eagle Holdings, Inc. Active Propane of Wisconsin, LLC AmerE Holdings, Inc. AmeriGas Propane Parts & Service, Inc. Heritage Energy Resources, LLC AmeriGas Propane Holdings, Inc. AmeriGas Technology Group, Inc. FOUR FLAGS DRILLING COMPANY, INC. ASHTOLA PRODUCTION COMPANY UGI ETHANOL DEVELOPMENT CORPORATION NEWBURY HOLDING COMPANY UGI ENTERPRISES, LLC EASTFIELD INTERNATIONAL HOLDINGS, INC. UGI BLACK SEA ENTERPRISES, INC. UGI CENTRAL GAS CONTROL, LLC UGI ENERGY SERVICES, LLC Energy Services Funding Corporation Homestead Holding Company UGI Appalachia, LLC UGI Gibraltar Gathering, LLC UGI Pennant, LLC Pennant Midstream, LLC Pennant Field Gathering, LLC Pennant NGL, LLC Pennant Processing, LLC Pennant Residue Gathering, LLC Pennant Trunkline Gathering, LLC UGI Pine Run, LLC  UGI Bethlehem LNG, LLC UGI Biofuels, LLC OWNERSHIP 100% 100% (1) 100% 100% 100% 100% 100% (2) 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 47.025% 47.025% 47.025% 47.025% 47.025% 47.025% 100% 100% 100% STATE OF INCORPORATION PA PA DE DE DE DE DE DE DE NC DE DE DE PA OK DE PA PA PA PA DE PA DE PA DE PA DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE 1 SUBSIDIARY GHI Energy, LLC  UGI Development Company Hunlock Energy, LLC UGID Broad Mountain, LLC UGID Conemaugh, LLC UGID Holding Company UGID Solar, LLC UGI Hunlock Development Company UGI Gathering, LLC UGI LNG, Inc. UGI Marcellus, LLC UGI Mt. Bethel Pipeline Company, LLC UGI Peaking, LLC UGI Manning LNG, LLC UGI Propane Air, LLC UGI Steelton LNG, LLC UGI PennEast, LLC  PennEast Pipeline Company, LLC UGI Ponderosa, LLC UGI Storage Company UGI Sunbury, LLC UGI Texas Creek, LLC UGI Transmission, LLC UGI HVAC ENTERPRISES, INC. UGI INTERNATIONAL (ROMANIA), INC. UGI INTERNATIONAL, LLC UGI Europe, Inc. UGI Europe (Cyprus) Ltd. UGI International Holdings B.V. DVEP Investeringen B.V. De Vrije Energie Producent B.V. Qwint B.V. Flaga GmbH Kosan Gas A/S Kosan Gas Finland Oy Kosan Gas Norge A/S Kosan Gas Sverige AB Flaga Suisse GmbH Zentraleuropa LPG Holding GmbH AmeriGas Polska Sp. z.o.o. Flaga GPL Romania S.r.l. Flaga Hungaria Kft. Flaga LPG SA OWNERSHIP 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 20% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 97.88% STATE OF INCORPORATION TX PA DE DE DE DE DE PA DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE PA DE DE DE DE PA PA DE CYPRUS NETHERLANDS NETHERLANDS NETHERLANDS NETHERLANDS AUSTRIA DENMARK FINLAND NORWAY SWEDEN SWITZERLAND AUSTRIA POLAND ROMANIA HUNGARY ROMANIA 2 SUBSIDIARY Flaga spol s.r.o. Flaga s.r.o. UGI France Antargaz Belgium N.V. Antargaz B.V. Antargaz Luxembourg S.A. EnergySud S.A. Gasbottling N.V. Antargaz Antargaz Energies Cobogal Geogaz - Lavera Gie Donges Groupement Technique Citernes Norgal Butane Du Havre Rhone Gaz Sobegal SoGaCYP SP Queven Stogaz UGI Midlands Limited AvantiGas Limited Amazon Gas Limited Avanti Renewables Limited Lister Gases Limited LPG 4 U Limited LPG Direct Limited Premier LPG Limited AvantiGas On Ltd. UniverGas Italia S.r.l. Alanno Gas S.c.a.r.l. Foligno Gas S.r.l. Montemarcian Gas S.c.a.r.l. UGI Malta Ltd. UGI ROMANIA, INC. UGI PROPERTIES, INC. UGI UTILITIES, INC. OPERATION SHARE ENERGY FUND UGI CENTRAL PENN PROPANE, LLC UGI ENERGY VENTURES, INC. UGI PENN HVAC SERVICES, INC. UGI PETROLEUM PRODUCTS OF DELAWARE, INC. 3 OWNERSHIP 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 50% 21.57% 50% 25% 61.06% 37.3% 50.62% 72% 50% 50% 100% 100% 100% 100% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 54% 51% 51% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% STATE OF INCORPORATION SLOVAKIA CZECH REPUBLIC FRANCE BELGIUM NETHERLANDS LUXEMBOURG BELGIUM BELGIUM FRANCE FRANCE FRANCE FRANCE FRANCE FRANCE FRANCE FRANCE FRANCE FRANCE FRANCE FRANCE FRANCE UNITED KINGDOM UNITED KINGDOM UNITED KINGDOM UNITED KINGDOM UNITED KINGDOM UNITED KINGDOM UNITED KINGDOM UNITED KINGDOM UNITED KINGDOM ITALY ITALY ITALY ITALY MALTA PA PA PA PA PA DE PA DE SUBSIDIARY UGI STONERIDGE I, LLC UGI Stoneridge II, LLC UNITED VALLEY INSURANCE COMPANY OWNERSHIP 100% 100% 100% STATE OF INCORPORATION DE DE VT (1) AmeriGas Propane, Inc. holds a non-economic general partner interest and a 33.85% limited partner interest, and AmeriGas Propane Holdings, Inc. holds a 66.15% limited partner interest. (2)    AmeriGas Propane GP, LLC holds a 1.0101% general partner interest; AmeriGas Partners, L.P. holds a 98.8899% limited partner interest; and AmeriGas Eagle Holdings, Inc. holds a 0.1% limited partner interest. 4 Consent of Independent Registered Public Accounting Firm EXHIBIT 23 We consent to the incorporation by reference in the following Registration Statements: 1) Registration Statement (Form S-8 No. 333-186178) pertaining to the 2013 Omnibus Incentive Compensation Plan of UGI Corporation; 2) Registration Statement (Form S-8 No. 333-167099) pertaining to the Savings Plan of UGI HVAC Enterprises, Inc., UGI Utilities, Inc., and AmeriGas Propane, Inc.; 3) Registration Statements (Form S-8 No. 333-142010 and Form S-8 No. 333-118147) pertaining to the Amended and Restated 2004 Omnibus Equity Compensation Plan of UGI Corporation; of our reports dated November 20, 2020, with respect to the consolidated financial statements and schedules of UGI Corporation and the effectiveness of internal control over financial reporting of UGI Corporation included in this Annual Report (Form 10-K) of UGI Corporation for the year ended September 30, 2020. /s/ Ernst & Young LLP Philadelphia, Pennsylvania November 20, 2020 EXHIBIT 31.1 I, John L. Walsh, certify that: CERTIFICATION 1. I have reviewed this annual report on Form 10-K of UGI Corporation; 2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; 3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; 4. The registrant’s other certifying officer(s) and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: (a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material information relating to the registrant, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others within those entities, particularly during the period in which this report is being prepared; (b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles; (c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and (d) Disclosed in this report any change in the registrant’s internal control over financial reporting that occurred during the registrant’s most recent fiscal quarter (the registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and 5. The registrant’s other certifying officer(s) and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): (a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and (b) Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the registrant’s internal control over financial reporting. Date: November 20, 2020 /s/ John L. Walsh John L. Walsh President and Chief Executive Officer of  UGI Corporation   EXHIBIT 31.2 I, Ted J. Jastrzebski, certify that: 1. I have reviewed this annual report on Form 10-K of UGI Corporation; CERTIFICATION 2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; 3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; 4. The registrant’s other certifying officer(s) and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: (a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material information relating to the registrant, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others within those entities, particularly during the period in which this report is being prepared; (b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles; (c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and (d) Disclosed in this report any change in the registrant’s internal control over financial reporting that occurred during the registrant’s most recent fiscal quarter (the registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and 5. The registrant’s other certifying officer(s) and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): (a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and (b) Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the registrant’s internal control over financial reporting. Date: November 20, 2020 /s/ Ted J. Jastrzebski Ted J. Jastrzebski Chief Financial Officer of UGI Corporation   Certification by the Chief Executive Officer and Chief Financial Officer Relating to a Periodic Report Containing Financial Statements EXHIBIT 32 I, John L. Walsh, Chief Executive Officer, and I, Ted J. Jastrzebski, Chief Financial Officer, of UGI Corporation, a Pennsylvania corporation (the “Company”), hereby certify that to our knowledge: (1) The Company’s annual report on Form 10-K for the period ended September 30, 2020 (the “Form 10-K”) fully complies with the requirements of Section 13(a) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended; and (2) The information contained in the Form 10-K fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. CHIEF EXECUTIVE OFFICER CHIEF FINANCIAL OFFICER ¬¬¬ /s/ John L. Walsh John L. Walsh /s/ Ted J. Jastrzebski Ted J. Jastrzebski Date: November 20, 2020 Date: November 20, 2020   Corporate Information Annual Meeting The Annual Meeting of Shareholders will be held virtually at 9:00 a.m. on Friday, January 29, 2021. Interested parties may listen to the audio webcast at www.virtualshareholdermeeting.com/UGI2021 Board of Directors: Frank S. Hermance Chairman of the Board Retired Chairman and Chief Executive Officer of AMETEK, Inc. Investor Services Transfer Agent and Registrar Shareholder communications regarding transfer of shares, book-entry shares, lost certificates, lost dividend checks or changes of address should be directed to: By Mail: Computershare Investor Services P.O. Box 505000 Louisville, KY 40233 By Overnight Delivery: Computershare Investor Services 462 South 4th Street, Suite 1600 Louisville, KY 40202 800-850-1774 (U.S. and Canada), 312-360-5100 (other countries) Shareholders can also view real-time account information and request transfer agent services online at the Computershare Investor Services website: www.computershare.com/investor. Computershare Investor Services can be accessed through telecommunications devices for the hearing impaired by calling: 800-822-2794 (U.S. and Canada), 312-588-4110 (other countries) Dividend Reinvestment and Direct Stock Purchase Plan The plan is sponsored and administered by Computershare, N.A. and provides investors with a simple and convenient method to purchase shares of UGI Common Stock. Shareholders may use all or any part of the dividends they receive to purchase shares of Common Stock. The plan also permits participants to make monthly cash purchases of Common Stock not exceeding $75,000 per year. Investors may become participants by making an initial cash investment of at least $1,000 but not more than $75,000. All such purchases are without brokerage commissions or service charges. For information about the Plan, write or call: Computershare CIP c/o Computershare Investor Services P.O. Box 30170 College Station, TX 77842-3170 800-850-1774 Plan information is also available on the Computershare Investor Services website: www.computershare.com/investor Investor Relations Securities analysts, portfolio managers and other members of the professional investment community should direct inquiries about the Company to: Director, Investor Relations UGI Corporation P.O. Box 858 Valley Forge, PA 19482 610-337-1000 Marvin O. Schlanger Vice Chairman of the Board Principal, Cherry Hill Chemical Investments, LLC John L. Walsh President and Chief Executive Officer M. Shawn Bort Retired Senior Vice President – Finance, Saint-Gobain Corporation Theodore A. Dosch Executive Vice President Strategy & Chief Transformation Officer at Wesco International, Inc. Alan N. Harris Retired Senior Advisor and Chief Development and Operations Officer of Spectra Energy Corporation Mario Longhi Retired Chief Executive Officer of United States Steel Corporation William J. Marrazzo Chief Executive Officer and President, WHYY, Inc. Cindy J. Miller President and Chief Executive Officer of Stericycle, Inc. Kelly A. Romano Founder and Chief Executive Officer, BlueRipple Capital, LLC James B. Stallings, Jr. Chief Executive Officer, PS27 Ventures K. Richard Turner Managing Director, Altos Partners Officers UGI Corporation John L. Walsh President and Chief Executive Officer Robert F. Beard Executive Vice President, Natural Gas Roger Perreault Executive Vice President, Global LPG Ted J. Jastrzebski Chief Financial Officer Laurie A. Bergman Vice President – Chief Accounting Officer and Corporate Controller AmeriGas Propane, Inc. Hugh J. Gallagher President and Chief Executive Officer UGI Utilities, Inc. Robert F. Beard Chief Executive Officer Hans G. Bell President UGI Energy Services, LLC Joseph L. Hartz President UGI International, LLC Roger Perreault President News, Earnings, Financial Reports and Governance Documents Comprehensive news, webcast events, governance documents and other information about UGI is available via the internet at https://www.ugicorp.com. You can request reports filed with the SEC and corporate governance documents, including the Company’s Code of Business Conduct and Ethics, Principles of Corporate Governance, and the charters for the Company’s Board Committees, free of charge by writing to Director, Investor Relations, UGI Corporation, at the address above. Robert J. Cane General Auditor Monica M. Gaudiosi Vice President and General Counsel, Secretary Raymond J. Kaszuba Vice President and Treasurer Judy Zagorski Vice President and Chief Human Resources Officer P.O. Box 858, Valley Forge, PA 19482 You can obtain news and other information about UGI Corporation at www.ugicorp.com 

Continue reading text version or see original annual report in PDF format above