UNITED STATESSECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION

WASHINGTON, D.C. 20549

FORM 10-K

☒☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934For the fiscal year ended October 31, 2018

OR☐☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934

For the transition period from toCommission file number: 1-14204

FUELCELL ENERGY, INC.(Exact name of registrant as specified in its charter)

 

Delaware   06-0853042(State or other jurisdiction of   (I.R.S. Employerincorporation or organization)   Identification No.)

     

3 Great Pasture Road    Danbury, Connecticut   06810

(Address of principal executive offices)   (Zip Code)

Registrant’s telephone number, including area code: (203) 825-6000Securities registered pursuant to Section 12(b) of the Act:

 

Title of each class   Name of each exchange on which registeredCommon Stock, $0.0001 par value per share   The Nasdaq Stock Market LLC (Nasdaq Global Market)

 

Securities registered pursuant to Section 12(g) of the Act: None 

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 Exchange Act. Yes ☐ No ☒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  if  disclosure  of  delinquent  filers  pursuant  to  Item  405  of  Regulation  S-K  is  not  contained  herein,  and  will  not  be  contained,  to  the  best  of  registrant’s

knowledge, in definitive proxy or information statements incorporated by reference in Part III of this Form 10-K or any amendment to this Form 10-K. ☒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  ☐   Accelerated filer  ☒   Non-accelerated filer  ☐   Smaller reporting company  ☒            Emerging growth company  ☐

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  financialaccounting standards provided pursuant to Section 13(a) of the Exchange Act.   ☐

Indicate by check mark whether the registrant is a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Exchange Act). Yes ☐ No ☒As of April 30, 2018, the aggregate market value of the registrant’s common stock held by non-affiliates of the registrant was $156,140,974 based on the closing sale price of $1.86 as

reported on the NASDAQ Global Market.Indicate the number of shares outstanding of each of the registrant’s classes of common stock, as of the latest practicable date.

 

Class   Outstanding at January 4, 2019Common Stock, $0.0001 par value per share   103,898,960

DOCUMENT INCORPORATED BY REFERENCE

Document Parts Into Which IncorporatedProxy Statement for the Annual Meeting of Stockholders to be held April 4, 2019 Part III

 FUELCELL ENERGY, INC.

INDEX     Page

Description   NumberPart I         

Item 1 Business   3     

Item 1A Risk Factors   29     

Item 1B Unresolved Staff Comments   47     

Item 2 Properties   47     

Item 3 Legal Proceedings   47     

Item 4 Mine Safety Disclosures   47     

Part II         

Item 5 Market for Registrant’s Common Equity, Related Stockholder Matters and Issuer Purchases of Equity Securities   48     

Item 6 Selected Financial Data   59     

Item 7 Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations   62     

Item 7A Quantitative and Qualitative Disclosures About Market Risk   87     

Item 8 Consolidated Financial Statements and Supplementary Data   88     

Item 9 Changes in and Disagreements with Accountants on Accounting and Financial Disclosure   132     

Item 9A Controls and Procedures   132     

Item 9B Other Information   133     

Part III         

Item 10 Directors, Executive Officers and Corporate Governance   134     

Item 11 Executive Compensation   134     

Item 12 Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters   134     

Item 13 Certain Relationships and Related Transactions, and Director Independence   135     

Item 14 Principal Accounting Fees and Services   135     

Part IV         

Item 15 Exhibits and Financial Statement Schedules   135     

Item 16 Form 10-K Summary   142     

Signatures   143    

2

 PAR T I

Item 1. BUSINESS Index to Item 1. BUSINESS Page     

Forward-Looking Statement Disclaimer   4     

Background   5     

Additional Technical Terms and Definitions   6     

Overview   7     

Business Strategy   8     

Markets   11     

Products   12     

Manufacturing   15     

Services and Warranty Agreements   17     

License Agreements and Royalty Income   17     

Advanced Technology Programs (Third Party Funded Research and Development)   18     

Company Funded Research and Development   19     

Backlog   20     

Fuel Cell Technologies   20     

Competition   21     

Regulatory and Legislative Support   22     

Government Regulation   23     

Proprietary Rights and Licensed Technology   23     

Significant Customers and Information about Geographic Areas   24     

Sustainability   25     

Associates   26     

Available Information   26 

3

 Forward-Looking St atement Disclaimer

This Annual Report on Form 10-K contains statements that the Company believes to be “forward-looking statements” within the meaning of the Private SecuritiesLitigation Reform Act of 1995. All statements other than statements of historical fact included in this Form 10-K, including statements regarding the Company’sfuture  financial  condition,  results  of  operations,  business  operations  and  business  prospects,  are  forward-looking  statements.      Words  such  as  “expects,”“anticipates,” “estimates,” “projects,” “intends,” “plans,” “believes,” “predicts,” “should,” “will,” “could,” “would,” “may,” “forecast,” and similar expressions andvariations of such words are intended to identify forward-looking statements. Such statements relate to, among other things, the following:

  • the development and commercialization by FuelCell Energy, Inc. and its subsidiaries (“FuelCell Energy,” “Company,” “we,” “us” and “our”) offuel cell technology and products and the market for such products,

  • expected operating results such as revenue growth and earnings,

  • our belief that we have sufficient liquidity to fund our business operations for the next 12 months,

  • future funding under Advanced Technologies contracts,

  • future financing for projects including publicly issued bonds, equity and debt investments by investors and commercial bank financing,

  • the expected cost competitiveness of our technology, and

  • our ability to achieve our sales plans and cost reduction targets.

The  forward-looking  statements  contained  in  this  report  are  subject  to  risks  and  uncertainties,  known  and  unknown,  that  could  cause  actual  results  to  differmaterially from those forward-looking statements, including, without limitation, the risks contained under Item 1A - Risk Factors of this report and the following:

  • general risks associated with product development and manufacturing,

  • general economic conditions,

  • changes in the utility regulatory environment,    

  • changes  in  the  utility  industry  and  the  markets  for  distributed  generation,  distributed  hydrogen,  and  carbon  capture  configured  fuel  cell  powerplants,

  • potential volatility of energy prices,

  • availability of government subsidies and economic incentives for alternative energy technologies,

  • our ability to remain in compliance with U.S. federal and state and foreign government laws and regulations,

  • rapid technological change,

  • competition,

  • our dependence on strategic relationships,

  • market acceptance of our products,

  • changes in accounting policies or practices adopted voluntarily or as required by accounting principles generally accepted in the United States,

  • factors affecting our liquidity position and financial condition,

  • government appropriations,

  • the ability of the government to terminate its development contracts at any time,

  • the ability of the government to exercise “march-in” rights with respect to certain of our patents,

4

 

  • recent developments with POSCO Energy, which may limit our efforts to access the South Korean and Asian markets and could expose us to costsof arbitration or litigation proceedings ,

  • our ability to implement our strategy,

  • our ability to reduce our levelized cost of energy and our cost reduction strategy generally,

  • our ability to protect our intellectual property,

  • litigation and other proceedings,

  • the risk that commercialization of our products will not occur when anticipated,

  • our need for and the availability of additional financing,

  • our ability to generate positive cash flow from operations,

  • our ability to service our long-term debt,

  • our ability to increase the output and longevity of our power plants, and

  • our ability to expand our customer base and maintain relationships with our largest customers and strategic business allies.

We cannot assure you that:

  • we will be able to meet any of our development or commercialization schedules,

  • any of our new products or technology, once developed, will be commercially successful,

  • our existing SureSource power plants will remain commercially successful,

  • the government will appropriate the funds anticipated by us under our government contracts,

  • the government will not exercise its right to terminate any or all of our government contracts, or

  • we will be able to achieve any other result anticipated in any other forward-looking statement contained herein.

The forward-looking statements contained herein speak only as of the date of this report and readers are cautioned not to place undue reliance on these forward-looking  statements.  Except  for  ongoing  obligations  to  disclose  material  information  under  the  federal  securities  laws,  we  expressly  disclaim  any  obligation  orundertaking to  release  publicly  any updates  or  revisions  to  any such statement  to  reflect  any change in  our  expectations  or  any change in  events,  conditions  orcircumstances on which any such statement is based.

Background

Information contained in this report concerning the electric power supply industry and the distributed generation market, our general expectations concerning thisindustry  and  this  market,  and  our  position  within  this  industry  are  based  on  market  research,  industry  publications,  other  publicly  available  information  andassumptions made by us based on this information and our knowledge of this industry and this market, which we believe to be reasonable.  Although we believethat the market research, industry publications and other publicly available information, including the sources that we cite in this report, are reliable, they have notbeen independently verified by us and, accordingly, we cannot assure you that such information is accurate in all material respects.  Our estimates, particularly asthey relate to our general expectations concerning the electric power supply industry and the distributed generation market, involve risks and uncertainties and aresubject to change based on various factors, including those discussed under Item 1A - Risk Factors of this report.

As used in this report, all degrees refer to Fahrenheit (“F”); kilowatt (“kW”) and megawatt (“MW”) numbers designate nominal or rated capacity of the referencedpower plant; “efficiency” or “electrical efficiency” means the ratio of the electrical energy generated in the conversion of a fuel to the total energy contained in thefuel (lower heating value, the standard for power plant generation, assumes the water in the product is in vapor form; as opposed to higher

5

 

heating value, which assumes the water in the product is in liquid form, net of parasitic load); kW means 1,000 watts; MW means 1,000,000 watts; “kilowatt hour”(“kWh”) is equal to 1kW of power supplied to or taken from an electric circuit steadily for one hour; and one British Thermal Unit (“Btu”) is equal to the amountof heat necessary to raise one pound of pure water from 59 o F to 60 o F at a specified constant pressure.

All dollar amounts are in U.S. dollars unless otherwise noted.

Additional Technical Terms and Definitions

Advanced Technologies - Advanced Technologies  projects  involve the development  of  new products  or  applications  based on existing carbonate  technology ornew  electrochemical  technologies.    Examples  are  carbon  capture,  distributed  hydrogen,  solid  oxide  fuel  cells  and  solid  oxide  electrolysis  cell  technologies. Advanced Technologies projects are typically externally funded by government or private sources and executed by our Advanced Technologies Group.

Availability - A measure of the amount of time a system is available to operate, as a fraction of total calendar time.  For power generation equipment, an industrystandard (IEEE (The Institute of Electrical and Electronics Engineers) 762, “Definitions for Use in Reporting Electric Generating Unit Reliability, Availability andProductivity”)  is  used  to  compute  availability.  “Availability  percentage”  is  calculated  as  total  period  hours  since  Commercial  Operations  Date  less  hours  notproducing electricity due to planned and unplanned maintenance divided by total period hours. Grid disturbances, force majeure events and site specific issues suchas a lack of available fuel supply or customer infrastructure repair do not penalize the calculation of availability according to this standard.

Carbonate Fuel Cell (“CFC”) - Carbonate fuel cells, such as the fuel cell power plants produced and sold by FuelCell Energy, are high-temperature fuel cells thatuse an electrolyte composed of a carbonate salt mixture suspended in a porous, chemically inert ceramic-based matrix. CFCs operate at high temperatures, enablingthe use of a nickel-based catalyst, a lower cost alternative to precious metal catalysts used in some other fuel cell technologies.

Combined Heat & Power (“CHP”) - A power plant configuration or mode of operation featuring simultaneous on-site generation from the same unit of fuel ofboth electricity and heat with the heat used to produce steam, hot water or heated air for both heating and cooling applications.

Commercial Operations Date (“COD”) - The date that testing and commissioning of a fuel cell project is completed and the fuel cell power plant is operationalwith power being generated and sold to the end-user.

Distributed Generation - Electric power that is generated where it is needed (distributed throughout the power grid) rather than from a central location. Centrallygenerated  power  requires  extensive  transmission  networks  that  require  maintenance  and  experience  efficiency  losses  during  transmission  while  distributedgeneration  does  not.    Distributed  generation  is  small  to  mid-size  power  plants,  typically  generating  75  MW or  less.    Central  generation  is  large  power  plantsgenerating hundreds or even thousands of MW.

Micro-grids -  Micro-grids  are  localized  electric  grids  that  can  disconnect  from  the  traditional  electric  grid  to  operate  autonomously  and  strengthen  gridresiliency.  Micro-grids can be composed only of SureSource power plants due to their continual power output or combine a variety of power generation types suchas fuel cells and solar arrays.

Nitrogen Oxides (“NOx”) - Generic term for a group of highly reactive gases, all of which contain nitrogen and oxygen in varying amounts. Many of the NOx arecolorless and odorless; however, they are a major precursor to smog production and acid rain. One common pollutant, Nitrogen Dioxide, along with particles in theair,  can  often  be  seen  as  a  reddish-brown  layer  over  many  urban  areas.  NOx form  when  fuel  is  burned  at  high  temperatures,  as  in  a  combustion  process.  Theprimary manmade sources of NOx are motor vehicles, traditional fossil-fuel fired electric utility generation, and other industrial, commercial and residential sourcesthat burn fuels.

Particulate Matter (“PM”) -  Solid or liquid particles  emitted into the air  that  are generally caused by the combustion of materials  or dust  generating activities.Particulate matter caused by combustion can be harmful to humans as the fine particles of chemicals, acids and metals may get lodged in lung tissue.

6

 

Power Purchase Agreement (“PPA”) - A Power Purchase Agreement is a contract that enables a power user to purchase energy under a long-term contract wherethe user agrees to pay a predetermined rate for the kilowatt-hours delivered from a power generating asset while avoiding the need to own the equipment and paythe upfront capital cost.  The PPA rate is typically fixed (with an escalation clause tied to a consumer price index or similar index), or pegged to a floating indexthat is on par with or below the current electricity rate being charged by the local utility company, and is typically for a term of 10 to 20 years.

Renewable Biogas -  Renewable  biogas  is  fuel  produced  by  biological  breakdown  of  organic  material.    Biogas  is  commonly  produced  in  biomass  digestersemploying bacteria in a heated and controlled oxygen environment.  These digesters are typically used at wastewater treatment facilities or food processors to breakdown solid waste and the biogas produced is a byproduct of the waste digestion. Biogas can be used as a renewable fuel source for SureSource fuel cell  plantslocated  on  site  where  the  biogas  is  produced  with  gas  cleanup,  or  it  can  be  processed  further  to  meet  pipeline  fuel  standards  and  injected  into  a  gas  pipelinenetwork, which is termed Directed Biogas.

Solid Oxide Electrolysis Cell (“SOEC”) - Solid Oxide Electrolysis Cells are electrochemical cells with the same cell and stack structure as Solid Oxide Fuel Cells,but are operated in reverse – instead of producing power from fuel and oxygen, SOEC cells produce hydrogen and oxygen from steam when supplied with power. The Solid Oxide Fuel Cell platform can be operated in fuel cell mode (producing power from fuel) or electrolysis mode (producing hydrogen from power) and canalternate between the two.

Solid Oxide Fuel Cell (“SOFC”) - Solid Oxide Fuel Cells are electrochemical cells with a non-porous ceramic material as the electrolyte. SOFCs operate at hightemperatures (slightly higher than carbonate fuel cells) eliminating the need for costly precious-metal catalysts, thereby reducing cost. Like carbonate fuel cells, thehigh operating temperature enables internal reforming of the hydrogen rich fuel source.

Sulfur Oxide (“SOx”) -  Sulfur  oxide  refers  to  any one of  the  following:  sulfur  monoxide,  sulfur  dioxide (“SO 2 ”) and sulfur trioxide.  SO 2 is  a  byproduct  ofvarious  industrial  processes.  Coal  and  petroleum  contain  sulfur  compounds,  and  generate  SO  2 when  burned.    SOx  compounds  are  particulate  and  acid  rainprecursors.

Overview

Our mission and purpose is to utilize our state-of-the-art fuel cell power plants to provide environmentally responsible solutions for various applications such asutility-scale and on-site power generation, carbon capture, local hydrogen production for both transportation and industry, and long duration energy storage. Oursystems  cater  to  the  needs  of  customers  across  several  industries,  including  utility  companies,  municipalities,  universities,  government  entities  and  a  variety  ofindustrial and commercial enterprises .  With more than 8.0 million megawatt hours of ultra-clean power produced, FuelCell Energy is a global leader in designing,manufacturing, installing, operating and maintaining environmentally responsible fuel cell distributed power solutions.

We provide comprehensive turn-key power generation solutions to our customers, including power plant installation, operations and maintenance under multi-yearpower  purchase  and  service  agreements.  We  both  develop  projects  as  well  as  sell  equipment  directly  to  customers,  providing  either  a  complete  solution  ofengineering,  installing  and  servicing  the  fuel  cell  power  plant,  or  selling  the  power  plant  equipment  and  providing  long-term  maintenance  only.     We  offer  toarrange  financing  structures  that  enable  power  users  to  benefit  from  the  multitude  of  advantages  of  clean  onsite  power  while  avoiding  an  up-front  capitalinvestment. Utilizing long-term power purchase agreements (PPAs) or lease structures, the end-user of the power hosts the installation and only pays for power as itis delivered. For projects  that  we develop,  the end user of the power typically enters  into a PPA, and we have the option to either  identify a project  investor  topurchase the power plant and assume the PPA, or retain the project and recognize electricity revenue ratably over the term of the PPA.  We target large-scale powerusers with our megawatt-class installations.  To provide a frame of reference, one megawatt is adequate to continually power approximately 1,000 average sizedU.S. homes.  Our customer base includes utility companies, municipalities, universities, hospitals, government entities and a variety of industrial and commercialenterprises.  Our leading geographic  markets  are  the United States  and South Korea,  and we are  pursuing expanding opportunities  in  other  countries  around theworld.

7

 

Our value proposition is to enable economic returns with clean, affordable,  reliable and resilient  fuel cell  power plants that supply power where consumed. Ourproducts can also be configured for carbon capture, energy recovery and storage applications.  Our solutions are easy-to-site in populated areas as they are clean,operate quietly and without vibrations, and have only modest space requirements.  Fuel cells use an electrochemical process to convert a fuel source into electricityand heat in a highly efficient process that emits virtually no pollutants as the fuel is not burned, generating power that is almost wholly absent of criteria pollutantssuch as NOx that causes smog, SOx that contributes to acid rain, and particulate matter that can aggravate asthma.  Locating power generation near the point of usereduces reliance on the transmission grid, leading to enhanced energy security and power reliability.  Utilities can minimize or even avoid the cost of transmissionor other infrastructure by adopting distributed generation, which saves their customers the cost of installing and maintaining transmission and also avoids the lossesassociated with transmitting electricity over great distances.  Our power plants provide electricity priced competitively to grid-delivered electricity in certain highcost regions, and our strategy is to continue to reduce costs, which we believe will lead to wider adoption.

FuelCell Energy was founded as a New York corporation headquartered in Connecticut in 1969 as an applied research organization, providing contract researchand development.  The Company went public in 1992 and reincorporated in Delaware in 1999.  We began selling stationary fuel cell power plants commercially in2003.  Today, we develop turn-key distributed power generation solutions, operating and providing comprehensive service for the life of the power plant.

Business Strategy

Central to our overall business strategy are four main areas of focus: (1) executing on our backlog and new project awards, (2) growing our generation portfolio, (3)competing for and winning new business around the world, and (4) developing and commercializing our carbon capture, distributed hydrogen and long durationenergy storage solutions. We plan to continue to grow our generation portfolio in an effort to drive additional recurring revenue and profitability to complement ourproject sale model. We also intend to expand our domestic U.S. presence with our “Energy as a Service” model, under which we deliver energy to the customerunder  a  PPA, as  there  are  signs  of  acceleration  of  the  adoption of  distributed  generation  fuel  cells  owned by utilities  in  the  U.S.  under  this  model.    Lastly,  theproducts under development in our Advanced Technologies group have great market potential, and we expect to commercially deploy these products over the nextseveral years.

Our  business  model  involves  full  life-cycle  management  of  our  projects  and  fuel  cell  solutions,  from design  through  operation  and  maintenance.  Our  solutionsemploy  a  common  core  fuel  cell  technology,  allowing  our  common  product  design  to  target  global  markets  including  on-site  and  utility-scale  projects  for  thesupply,  recovery and storage of energy.    We selectively utilize strategic  business alliances and collaboration agreements  for  market  development,  financing andcost reductions.  Our extensive intellectual property portfolio consists of patents, trade secrets and collective experience, which acts as a foundation for expandingand  maximizing  our  solutions  portfolio.    Our  business  model  is  based  on  multiple  revenue  streams,  including  power  plant  and  component  sales;  engineering,procurement  and  construction  (“EPC”)  revenue;  royalty  and  license  revenue;  recurring  service  revenue,  including  long-term  service  agreements;  recurringelectricity sales under PPAs and tariffs  for projects we retain in our generation portfolio;  and revenue from public and private industry research contracts underAdvanced Technologies.   

Market Adoption

We target  vertical  markets  and  geographic  regions  that  value  clean  distributed  generation,  are  located  where  there  are  high  energy  costs,  and  are  aligned  withregulatory  frameworks  that  harmonize  energy,  economic  and  environmental  policies.    Our  business  model  addresses  all  three  of  these  policy  areas  with  highlyefficient  and affordable distributed generation that delivers de-centralized power in a low-carbon, virtually pollutant-free manner.  Geographic markets that meetthese criteria  and where we are already well  established include South Korea,  the Northeast  U.S. and California.    We have also installed and operated plants inEurope  and  Asia,  in  addition  to  North  America.  We selectively  develop  strategic  business  relationships  with  some of  the  leading  energy  and  power  generationcompanies in our target markets to facilitate demand and deploy our projects. While the Company has made significant progress with reducing costs and creatingmarkets  since  the  commercialization  of  our  products  in  2003,  we  face  two  primary  challenges  in  growing  the  adoption  of  our  distributed  power  generationsolutions.  These are (1) the need to further

8

 

reduce  the  total  cost  of  ownership,  and  (2)  the  continued  education  and  acknowledgment  of  the  value  that  our  solutions  provide.    The  business  model  for  thegeneration and delivery of electricity for over a century has been central generation, which is large-scale power generation in distant locations away from urbanareas with transmission and distribution to the end users.  Distributed generation enhances existing utility models and it is being embraced in an increasing numberof markets to improve grid operations.  

We work with  utilities  and power  generators  to  demonstrate  how our  solutions  complement  central  generation  by incrementally  adding clean  power  generationwhen and where needed.  One example of this is a 40 megawatt fuel-cell only solicitation by Long Island Power Authority (“LIPA”) to address load pockets orpower needs in specific areas of its service territory.  LIPA operates in an area with high population density, scarce and expensive land, the need for resiliency toensure power during storms, and vocal citizens that may not welcome new transmission lines in their neighborhoods.  The structure of the program reflected theunique  value  drivers  of  fuel  cells  to  cleanly,  efficiently  and  economically  supply  power  where  it  is  needed,  which  for  LIPA  is  near  existing  electricalsubstations.    LIPA awarded  the  entire  40  MW solicitation  to  FuelCell  Energy  through  a  competitive  bidding  process  after  a  review  of  more  than  375  MW ofproposals from multiple developers.  

Fuel Cell Power Plant Ownership Structures

In the United States, historically customers or developers generally purchased our fuel cell power plants outright.  As the size of our fuel cell projects has grownand availability of project capital has improved, project structures have transitioned to predominantly PPAs, which is what we refer to as the “Energy as a Service”model.  Under a PPA, the end-user of the power commits to purchase power as it is produced for an extended period of time, typically 10 to 20 years.  Examples ofactual end-users that have previously entered into PPAs include universities, a pharmaceutical company, hospitals and utilities.  A primary advantage for the end-user is that it does not need to commit its own capital or own a power generating asset, yet it enjoys the multiple benefits of fuel cell power generation.

Once the  PPA is  executed,  construction  of  the  fuel  cell  project  can begin.    At  or  around COD, the  project  may be  sold to  a  project  investor  or  retained by theCompany.  If the project is sold, revenue from the product sale is recognized.  If the project is retained, electricity sales are recognized monthly over the term of thePPA. We report  the financial  performance of  retained projects  as  generation revenue and income.  Our decision to retain certain  projects  is  based in part  on therecurring,  predictable  cash  flows  these  projects  can  offer  to  us,  the  proliferation  of  power  purchase  agreements  in  the  industry  and  the  potential  access  tocapital.  Retaining PPAs affords the Company the full benefit of future cash flows under the PPAs, which are higher than if we sell the projects.  As of October 31,2018,  our  operating  portfolio  of  retained  projects  totaled  11.2  MW with  an  additional  83.1  MW under  development  or  construction.    The  Company  plans  tocontinue to grow this portfolio in a balanced manner while also selling projects to investors when that presents the best value and opportunity for the Company’scapital.  In furtherance of the asset ownership “Energy as a Service” model, the Company, through its subsidiary FuelCell Energy Finance, LLC, on October 31,2018, signed a Membership Interest Purchase Agreement with Dominion Generation, Inc. (“Dominion”) to reacquire the 15 MW Bridgeport fuel cell park project.The Company is currently working to arrange financing to close the transaction with Dominion.

 Levelized Cost of Energy

Our fuel cell projects deliver power at a rate comparable to pricing from the grid in our targeted markets.  Policy programs that help to support adoption of cleandistributed power generation often lead to below-grid pricing.  We measure power costs by calculating the Levelized Cost of Energy (“LCOE”) over the life of theproject.  

There  are  several  primary  elements  to  LCOE  for  our  fuel  cell  projects,  including  (1)  capital  cost,  (2)  operations  and  maintenance,  (3)  fuel,  and  (4)  cost  ofcapital.    Given  the  level  of  integration  in  our  business  model  of  manufacturing,  installing  and  operating  fuel  cell  power  plants,  there  are  multiple  areas  andopportunities for cost reductions. We are actively managing and reducing costs in all four LCOE areas as follows:

  • Capital Cost - Capital costs of our projects include costs to manufacture, install, interconnect, and complete any on-site application requirementssuch as  configuring  for  a  micro-grid  and/or  heating  and cooling  applications.    We have  reduced  the  product  cost  of  our  megawatt-class  powerplants by more than

9

 

  60%  from  the  first  commercial  installation  in  2003  through  our  ongoing  product  cost  reduction  program,  which  involves  every  aspect  of  ourbusiness  including  engineering,  procurement  and  manufacturing.    Further  cost  reductions  will  be  primarily  obtained  from  higher  productionvolumes  which  will  lead  to  reductions  in  the  per-unit  cost  of  materials  purchased,  supported  by  continued  actions  with  engineering  andmanufacturing cost  reductions.    On-site,  our experienced EPC team has substantial  experience in working with contractors and local  utilities  tosafely and efficiently execute our projects and we expect continued cost reduction in this area with additional experience and continued transitionto  multi-MW fuel  cell  parks.  Larger  projects  offer  scale  and  the  opportunity  to  consolidate  systems  and  reduce  costs.  In  addition  to  these  costreduction efforts, our technology roadmap includes plans to increase the output of our power plants which will add further value for our customersand reduce LCOE.  

  • Operations and Maintenance -  We  remotely  monitor,  operate,  and  maintain  the  fuel  cell  power  plants  to  optimize  performance  and  meet  orexceed  expected  operating  parameters  throughout  the  plants’  operational  life.  Operations  and  maintenance  (“O&M”)  is  a  key  driver  for  powerplants to deliver on projected electrical output and revenue.  Many of our service agreements and PPAs include guarantees for system performancelevels, including electrical output. Customers benefit from predictable savings and financial returns over the life of the contract, while minimizingrisk.  Each model of our SureSource power plants has a design life of 25 to 30 years. The fuel cell modules, with a 5 to 7-year cell design life, gothrough periodic replacement, while the balance of plant (“BOP”) systems, which consist of conventional mechanical and electrical equipment, aremaintained over the plant life.  The price for planned periodic fuel cell  stack replacements is included in our service agreements.    We expect tocontinually  drive  down  the  cost  of  O&M  with  an  expanding  fleet  which  will  leverage  our  investments  in  this  area.    Additionally,  we  havecompleted the development of fuel cells that have a longer life, which will reduce O&M costs by increasing our scheduled module replacementperiod to seven years.

  • Fuel - Our fuel cells directly convert chemical energy (fuel) into electricity, heat, water, and in certain configurations, other value streams such ashigh purity hydrogen.  Our power plants can operate on a variety of existing and readily available fuels, including natural gas, renewable biogas,directed biogas and propane.  The high efficiency of the fuel cell results in low carbon dioxide (“CO 2 ”) emissions when using fossil fuels such asnatural  gas  or  propane,  and  because  of  our  fuel  flexibility  our  systems  are  essentially  carbon  neutral  when  operating  on  biogas  fuels.  OurSureSource power plants deliver electrical efficiencies of 47%, for systems targeting CHP applications and 60% efficiency for systems targetingelectric-only  applications  such as  grid  support  and data  centers.    In  a  CHP configuration,  our  plants  can deliver  even higher  system efficiency,depending on the application.  Considering utilized waste heat in CHP applications, total efficiency of systems using our power plants is typically60% to 80% and can be as high as 90%.  These efficiencies compare to average US fossil fuel plant generation efficiency of about 40% with gridline losses.  Increasing electrical efficiency and reducing fuel costs is a key element of our operating cost reduction efforts.

  • Cost of Capital - Most of our MW-scale projects have historically been financed either by the energy user/off-taker that owns the asset or a projectinvestor that owns the asset and sells energy to the off-taker.  We have responded to an evolving market with greater interest in the “Energy as aService” PPA approach by end users of the power that prefer to avoid the up-front investment in power generation assets.  Our PPA projects createpredictable recurring revenue that is not dependent on weather or the time of the day, investment tax credits, accelerated tax depreciation or otherincentives.  Credit  risk  is  mitigated  by  contracting  with  customers  with  strong  credit.  In  addition,  we  offer  meaningful  system-level  outputperformance  guarantees  over  the  life  of  our  projects.  As  a  result,  cost  of  capital  for  our  projects  has  declined  over  time,  partially  due  to  ouroperating  experience.    With  continued  execution,  we  expect  to  continue  to  attract  project  finance  capital,  and  with  financial  and  projectperformance credibility continuing to improve, we expect to achieve reductions in risk premiums leading to lower financing costs.

An  additional  factor  that  benefits  fuel  cells  when  comparing  LCOE  to  other  forms  of  power  generation  is  that  our  solutions  provide  delivered  electricity  thatminimizes or even avoids the costs of transmission.

When comparing LCOE across different forms of power generation, transmission needs to be considered in the evaluation.  Power generation far from where thepower is used requires transmission, which is a cost to ratepayers

10

 

and is inefficient due to line losses of power in the transmission process. Transmission systems are also more vulnerable to storm-related and other interruptionsthan locally-generated energy.

We believe that our strong business model and strategy, demonstrated project development and execution, plant operating performance, and strategic relationshipswill support accelerated adoption of our fuel cell solutions.

Markets

Vertical Markets

Access to clean, affordable and reliable power defines modern lifestyles.  The ability to provide power cleanly and efficiently is taking on greater importance andurgency in many regions of the world.  Central generation and its associated transmission and distribution grid are difficult to site, costly, prone to interruption andgenerally  take  many  years  to  permit  and  build.    Some  types  of  power  generation  that  were  widely  adopted  in  the  past,  such  as  nuclear  power,  are  no  longerwelcome in certain regions.  The cost and impact to public health and the environment of pollutants and greenhouse gas emissions impact the siting of new powergeneration.  The attributes of SureSource power plants address these challenges by providing virtually particulate emission-free power and, where desired, thermalenergy at the point of use in a highly efficient process that is affordable to consumers.

Our solutions are installed on both sides of the electric meter, meaning that we serve on-site markets supplying power directly to the end user, as well as utility-scale projects that supply power to the electric grid.  We target seven distinct markets including:

  (1) Utilities and Independent Power Producers,

  (2) Industrial and Process applications,

  (3) Education and Health care,

  (4) Data Centers and Communication,

  (5) Wastewater treatment,

  (6) Government, and

  (7) Commercial and Hospitality.

The Utilities and Independent Power Producers segment is our largest vertical market with customers that include utilities on the East and West coasts of the UnitedStates, such as Avangrid Holdings (NYSE: AGR) and Long Island Power & Light. In Europe, utility customers include E.ON Connecting Energies (DAX: EOAN),one of the largest utilities in the world, and Switzerland-based ewz.  In Korea, we are contracted to operate and maintain a 20 MW plant for Korea Southern PowerCompany (“KOSPO”).

Our SureSource power plants are producing power for a variety of industrial, commercial, municipal and government customers, including manufacturing facilities,pharmaceutical processing facilities, universities, healthcare facilities and wastewater treatment facilities.  These institutions desire efficient, ultra-clean continuouspower to reduce operating expenses, reduce greenhouse gas emissions and avoid pollutant emissions to meet their sustainability goals.  Combined heat and powerfuel cell applications further support economic and sustainability initiatives by minimizing or avoiding the use of combustion based boilers for heat.

Our products are fuel flexible, utilizing clean natural gas and renewable biogas generated by the customer on-site or directed biogas generated at a distant locationand transported via the existing common carrier gas pipeline network.  In addition, we have demonstrated other fuel sources including coal syngas and propane.

As  intermittent  renewable  technologies  such  as  wind  and  solar  power  are  deployed  more  widely,  the  need  for  a  clean,  continuous  power  generation  thatcomplements  and  balances  these  sources  becomes  greater  to  maintain  grid  stability  and  consistent  power  supply  for  on-site  applications.    Our  installed  baseincludes  a  number  of  locations  where  our  customers  use  SureSource  plants  for  meeting  power  needs  that  complements  intermittent  wind  and/or  solar  powergeneration.

11

 

Our  fuel  cell  solutions  are  well  suited  for  micro-grid  applications,  either  as  the  sole  source  of  power  generation,  or  integrated  with  other  forms  of  powergeneration.  We have fuel cells operating as micro-grids at universities and municipalities, including one university micro-grid owned by Clearway Energy and amunicipal-based micro-grid owned by Avangrid.  For the municipal-based system, under normal operation, the fuel cell supplies power to the grid.  If the grid isdisrupted, the fuel cell plant will automatically disconnect from the grid and power a number of critical municipal buildings. Heat from this fuel cell plant is usedby the local high school.

Wastewater  treatment  facilities,  food  and  beverage  processors,  and  agricultural  operations  produce  biogas  as  a  byproduct  of  their  operations.  Disposing  of  thisgreenhouse gas can be harmful to the environment if released into the atmosphere or flared. Our SureSource power plants convert this biogas into electricity andheat efficiently and economically. Wastewater facilities with anaerobic digesters are an attractive market for our SureSource solution including the power plant aswell as treatment of the biogas. Since our fuel cells operate on the renewable biogas produced by the wastewater treatment process and the heat is used to supportdaily operations at the wastewater treatment facility, the overall thermal efficiency of these installations is high, supporting economics and sustainability.

We estimate  that  the  addressable  distributed  generation  market  and  geographies  in  which  we compete  for  the  supply  of  energy,  including  distributed  hydrogenproduction,  is  approximately  a  $22  billion  opportunity,  with  approximately  40-45%  consisting  of  power  plant  sales  and  the  remainder  representing  associatedservice  agreements.    We  estimate  that  the  addressable  market  for  the  recovery  of  energy,  including  our  fuel  cell  carbon  capture  solution  and  our  gas  pipelineapplication, is approximately $28 billion, assuming only a 1% penetration rate of addressable coal and gas-fired central generation power plant facilities within thegeographies where we do business, and only 25% carbon capture at these coal or gas-fired plants.  We believe there are additional market opportunities for capturefrom  industrial  thermal  sources,  such  as  boilers,  in  industries  like  steel  and  cement  production.    The  addressable  energy  storage  market  is  still  developing  asdifferent  technologies  are  beginning  to  come  to  market  with  different  approaches  to  storage  and  different  storage  durations.    We  estimate  that  the  addressablemarket for long duration storage may be in the range of tens of billions of dollars.

Products

Our core fuel cell products offer ultra-clean, highly efficient power generation for customers, including the 1.4 MW SureSource 1500 TM , the 2.8 MW SureSource3000 TM , and the 3.7 MW SureSource 4000 TM .  The plants are scalable for multi-megawatt utility applications or on-site CHP generation for a broad range ofapplications.  We provide a comprehensive and complete turn-key fuel cell project that includes project development, EPC services, and O&M, as well as arrangingfinancing structures that enable customers to benefit from the advantages of clean power while avoiding an up-front capital investment .

Our proprietary carbonate fuel cell technology generates electricity directly from a fuel, such as natural gas or renewable biogas, by reforming the fuel inside thefuel  cell  to  produce  hydrogen.  This  internal  “one-step”  reforming  process  results  in  a  simpler,  more  efficient,  and  cost-effective  energy  conversion  systemcompared with external reforming fuel cells.  Additionally, natural gas has an established infrastructure and is readily available in our existing and target marketscompared to some types of fuel cells that require high purity hydrogen. Our fuel cells operate at approximately 1,100° F. An advantage of high temperature fuelcells is that they do not require the use of precious metal electrodes required by lower temperature fuel cells,  such as proton-exchange membrane (“PEM”) fuelcells.  As a result, we are able to use less expensive and readily available industrial metals as catalysts for our fuel cell components.  

The SureSource product line is a global platform based on carbonate fuel cell technology.  Using a standard design globally enables volume-based cost reductionand optimal resource utilization.  Our power plants utilize a variety of available fuels to produce electricity electrochemically, in a process that is highly efficient,quiet, and due to the avoidance of combustion, produces virtually no particulate pollutants. Thus, our plants generate more power and fewer emissions for a givenunit of fuel than combustion-based power generation of a similar size, making them economical and environmentally responsible power generation solutions.  Inaddition to electricity, our standard configuration produces high quality heat (approximately 700° F), suitable for heating facilities or water, or steam for industrialprocesses or absorption cooling.  Our system’s efficiencies can reach up to 90%, depending on the application, when configured for CHP.

12

 

We market different configurations of the SureSource plants to meet specific market needs for the supply, recovery and storage of energy, including:

Energy Supply

  • On-Site Power (Behind the Meter):    Customers  benefit  from  improved  power  reliability  and  energy  security  from  on-site  power  that  reducesreliance  on  the  electric  grid.    Utilization  of  the  high  quality  heat  produced  by  the  fuel  cell  in  a  CHP  configuration  supports  economics  andsustainability  goals  by lessening or  even avoiding the need for  combustion-based boilers  for  heat  and its  associated cost,  pollutants  and carbonemissions.  On-site CHP power projects generally range in size from an individual SureSource 1500 to combining multiple SureSource 3000 orSureSource 4000 power plants for larger on-site projects.   For example, an installation at a pharmaceutical  company uses two SureSource 3000power plants for 5.6 MW of power and heat production while an installation currently contracted for a U.S. Navy base will use two SureSource4000 power plants for 7.4 MW of power.

  • Utility Grid Support: The  SureSource  power  plants  are  scalable,  which  enables  siting  multiple  fuel  cell  power  plants  together  in  a  fuel  cellpark.    Fuel  cell  parks  enable  utilities  to  add  clean  and  continuous  multi-megawatt  power  generation  when  and  where  needed  and  enhance  theresiliency of the electric grid by reducing reliance on large central generation plants and the associated transmission grid.  Consolidating certainsteps for multiple plants, such as fuel processing, reduces the cost per megawatt hour for fuel cell parks compared to individual fuel cell powerplants.    Fuel cell  park examples include a five plant,  14.9 MW fuel cell  park in Bridgeport,  Connecticut  that  is  supplying the electric  grid,  andmultiple fuel cell  parks in South Korea in excess of 10 MW each that supply power to the electric grid and high quality heat to district heatingsystems.  By producing power near the point of use, our fuel cells help to ease congestion of the electric grid and can also enable the smart grid viadistributed generation combined with continuous monitoring and operation by our service organization. Thus, our solutions can avoid or reduceinvestment  in  new central  generation and transmission infrastructure  which is  costly,  difficult  to  site  and expensive to maintain.  Deploying ourSureSource power plants throughout a utility service territory can also help utilities comply with government-mandated clean energy regulationsand meet air quality standards.  Examples of fuel cells parks located throughout a utility service territory to avoid costly transmission include thethree LIPA projects to be built totaling 39.8 MW. Our products can be part of a total power generation solution with our high efficiency productsproviding continuous power, and can be combined with intermittent power generation, such as solar or wind, or less efficient combustion-basedequipment that provides peaking or load following power.

  • Higher Electrical Efficiency - Multi-Megawatt Applications:   The SureSource 4000 is designed to extract more electrical power from each unit offuel with electrical efficiency of approximately 60% and targets applications with large load requirements and limited waste heat utilization suchas utility/grid support or data centers.  This 3.7 MW plant is configured with a series of three fuel cell modules that operate in sequence, yielding ahigher electrical efficiency than the standard SureSource 3000 configuration of two fuel cell modules operating in parallel.  The heat energy andunused hydrogen from two fuel cell modules is supplied to the third module, enhancing overall electrical efficiency.  

  • Distributed Hydrogen:    The  SureSource  fuel  cells  internally  reform  the  fuel  source  (i.e.  natural  gas  or  biogas)  to  obtain  hydrogen.    TheSureSource plants  can be configured for  tri-generation,  supplying power,  heat  and high purity  hydrogen.    Power output  is  modestly  reduced tosupport  hydrogen  generation,  which  can  then  be  used  for  industrial  applications  such  as  metal  or  glass  processing,  or  petrochemical,  ortransportation  applications.    Siting  the  tri-generation  fuel  cell  plant  at  a  source  of  biogas,  such  as  a  wastewater  treatment  facility,  enables  thegeneration of renewable hydrogen for transportation, an attractive proposition to regulatory and legislative officials and auto companies. We haveannounced  the  first  commercial  MW-scale  application  of  this  product  configuration  at  the  Port  of  Long  Beach,  California  which  will  supportToyota’s logistical support facility.

  • Micro-grid: The SureSource plants can also be configured as a micro-grid, either independently or with other forms of power generation.  We havemultiple examples of our solutions operating within micro-grids, some individually and some with other forms of power generation.

13

 

Energy Recovery

  • Gas Pipeline Applications :    SureSource  Recovery  TM  power  plants  are  used  in  natural  gas  pipeline  applications,  harnessing  energy  that  isotherwise  lost  during  the  natural  gas  pressure-reduction  (“letdown”)  process.  Also,  thermal  energy  produced  as  a  byproduct  of  the  fuel  cell’soperation supports the letdown process, improving the letdown station’s carbon footprint and enhancing the project’s economics. Depending onthe specific gas flows and application, the SureSource Recovery configuration is capable of achieving electrical efficiencies of up to 70%.  A 3.4megawatt system is owned by a subsidiary of Avangrid and operating at a gas letdown station owned by its regulated gas utility subsidiary.

  • Carbon Capture:   The SureSource Capture TM system separates CO 2 from the flue gases of natural gas, biomass or coal-fired power plants orindustrial facilities while producing ultra-clean power. Exhaust flue gas from the coal/biomass/gas plant or industrial facility is supplied to the fuelcell,  which  extracts  and  purifies  the  CO  2  in  the  flue  gas  as  part  of  the  fuel  cell  power  generation  process.    Carbon  capture  systems  can  beimplemented  in  increments,  starting  with  as  little  as  5%  capture  with  no  appreciable  change  in  the  cost  of  power  and  with  minimal  capitaloutlay.    Our  solution  generates  a  return  on  capital  resulting  from  the  fuel  cell's  production  of  electricity  rather  than  an  increase  in  operatingexpense  required  by  other  carbon  capture  technologies,  and  can  extend  the  life  of  existing  power  plants,  enabling  low  carbon  utilization  ofdomestic  coal  and  gas  resources.    During  2018,  the  Company  completed  the  first  phase  design  and  engineering  of  the  first  carbon  captureconfigured  SureSource  3000  power  plant,  planned  to  be  located  at  a  mixed  coal/gas  fired  power  station  owned  by  a  subsidiary  of  SouthernCompany.  The project was partially funded by the U.S. Department of Energy (“DOE”) and ExxonMobil. The Company is working to secure thefunding to move to the second phase of the project, which includes construction of the carbon capture fuel cell plant.

Energy Storage

We are developing our long-duration SureSource Storage TM solution, creating a system that utilizes both SOFC and SOEC technology and using hydrogen as theenergy storage medium.  Our solid oxide stacks are capable of alternating between electrolysis and power generation mode.  Instead of producing power from fueland air, a solid oxide fuel cell stack in electrolysis mode splits water into hydrogen and oxygen using supplied electricity.  Hydrogen is an energy carrier that can becompressed and stored for long durations in storage tubes or underground.  

This allows us to configure efficient and cost effective energy storage solutions where hydrogen is produced from electricity in electrolysis mode and stored untilpower is needed, at which point the stored hydrogen is used in the same stacks to produce electricity.   Storage capacity is easily expanded by adding additionalstorage tanks, a low cost approach for storage applications requiring many hours or days of storage capacity.  The need for long duration energy storage behind themeter and on the utility grid will increase as the penetration of intermittent renewable sources on the grid expands.  This solution can be sited adjacent to an electricsubstation, avoiding the need for transmission.

In summary, our solutions offer many advantages:

  • Distributed generation: Generating power near the point of use improves power reliability and energy security and lessens the need for costly anddifficult-to-site generation and transmission infrastructure, enhancing the resiliency of the grid.

  • Ultra-clean: Our SureSource solutions produce electricity electrochemically − without combustion − directly from readily available fuels such asnatural gas and renewable biogas in a highly efficient process. The virtual absence of pollutants facilitates siting the power plants in regions withclean air permitting regulations and is an important public health benefit.

  • High efficiency: Fuel cells are the most efficient power generation option in their size class, providing the most power from a given unit of fuel,reducing fuel costs. This high electrical efficiency also reduces carbon emissions compared to less efficient combustion-based power generation.

  • Combined heat and power: Our power plants provide both electricity and usable high quality heat/steam from the same unit of fuel.  The heat canbe used for facility heating and cooling or further enhancing the electrical efficiency of the power plant in a combined cycle configuration. Whenused in CHP configurations, system efficiencies can potentially reach up to 90%, depending on the application.

14

 

  • Reliability / continuous operation: Our  SureSource  power  plants  improve  power  reliability  and  energy  security  by  lessening  reliance  ontransmission and distribution infrastructure of the electric grid. Unlike solar and wind power, fuel cells are able to operate continuously regardlessof weather or time of day.

  • Fuel flexibility: Our SureSource power plants  can operate  on a variety of  existing and readily available  fuels,  including natural  gas,  renewablebiogas, directed biogas and propane.

  • Scalability: Our  solutions  are  scalable,  providing  a  cost-effective  solution  to  adding  power  incrementally  as  demand  grows,  such  as  multi-megawatt fuel cell parks supporting the electric grid.

  • Quiet operation: Because they produce power without combustion and contain very few moving parts, our SureSource solutions operate quietlyand without vibrations.

  • Easy to site: Our SureSource power plants are relatively easy to site by virtue of their ultra-clean emissions profile, modest space requirements andquiet operation.  These characteristics facilitate the installation of the power plants in urban locations with scarce and expensive land.  A 10 MWfuel cell park only requires about one acre of land whereas an equivalent size solar array requires up to seven to ten times as much land, illustratinghow fuel  cell  parks  are  easy to  site  in  high density  areas  with  constrained  land resources,  and adjacent  to  the  demand source  thereby avoidingcostly transmission construction.

SureSource Emissions Profile

Fuel cells are devices that directly convert chemical energy (fuel) into electricity, heat and water.  Because fuel cells generate power electrochemically rather thanby  combusting  (burning)  fuels,  they  are  more  efficient  in  extracting  energy  from fuels,  and  produce  less  CO 2 and  only  trace  levels  of  pollutants  compared  tocombustion-type power generation.  The following table illustrates the favorable emission profile of our SureSource power plants: 

Emissions (Lbs. Per MWh)

NO X   SO 2   PM CO 2   CO 2

with CHPAverage U.S. Fossil Fuel Plant     0.48       2.6       0.08       1,533     NAMicroturbine (60 kW)     0.44       0.008       0.09       1,596     520 - 680Small Natural Gas Turbine     1.15       0.008       0.08       1,494     520 - 680SureSource - natural gas 0.01   0.0001   0.00002   940   520 - 680SureSource 4000 High Efficiency Plant 0.01   0.0001   0.00002   740   520 - 680SureSource - utility scale carbon capture 0.01   0.0001   0.00002   80   n/aSureSource - renewable biogas 0.01   0.0001   0.00002   < 0   < 0

 For power plants operating on natural gas, higher electrical efficiency results in lower CO 2 , and also results in less fuel needed per kWh of electricity generatedand Btu of heat produced. The high efficiency of our products results in significantly less CO 2 per unit of power production compared to the average U.S. fossilfuel  power  plant,  and  the  carbon  emissions  are  reduced  even  further  when  configured  for  combined  heat  and  power.    When  operating  on  renewable  biogas,government agencies and regulatory bodies generally classify our power plants as carbon neutral due to the renewable nature of the fuel source.

High electrical efficiency reduces customers' exposure to volatile fuel costs, minimizes operating costs, and provides maximum electrical output from a finite fuelsource.  Our  power  plants  achieve  electrical  efficiencies  of  47% to  60% or  higher  depending  on  configuration,  location,  and  application,  and  even  higher  totalefficiency in a CHP configuration, depending on the application.  This represents delivered efficiency as our distributed solutions generate power near the point ofuse, avoiding the line losses inherent in transmission.  The electric grid in the United States is only approximately 35% electrically efficient and typically does notsupport CHP configurations.

Manufacturing and Service Facilities

We design and manufacture the core SureSource fuel cell components that are stacked on top of each other to build a fuel cell stack.  For MW-size power plants,four fuel cell stacks are combined to build a fuel cell module.  To complete the power plant, the fuel cell module or modules are combined with the BOP.  Themechanical BOP processes the

15

 

incoming fuel such as natural gas or renewable biogas and includes various fuel handling and processing equipment such as pipes and blowers. The electrical BOPprocesses the power generated for use by the customer and includes electrical interface equipment such as an inverter.  The BOP components are either purchaseddirectly from suppliers or the manufacturing is outsourced based on our designs and specifications.  This strategy allows us to leverage our manufacturing capacity,focusing on the critical aspects of the power plant where we have specialized knowledge, expertise and possess extensive intellectual property.  BOP componentsare shipped directly to a project site and are then assembled with the fuel cell module into a complete power plant.

We  operate  a  167,000  square-foot  manufacturing  facility  in  Torrington,  Connecticut  where  we  produce  the  individual  cell  packages  and  assemble  the  fuel  cellmodules. This facility also houses our global service center. It is expected that, in early fiscal year 2019, our completed modules will be conditioned in Torringtonas well,  and shipped directly  to  customer  sites,  rather  than first  being shipped to our  Danbury,  Connecticut  location for  conditioning as  in  the past.  This  recentrelocation of conditioning activities to the Torrington, Connecticut factory location improves the cost and efficiency of the final manufacturing process.  Annualcapacity  (module  manufacturing,  final  assembly,  testing  and  conditioning)  is  100  MW  per  year,  with  full  utilization  under  the  Torrington  facility’s  currentconfiguration.  The Torrington facility is sized to accommodate annual production capacity of 200 MW per year.

The expansion of the Torrington facility has enabled the consolidation of warehousing and service facilities, which has resulted in reduced leasing expenses.  Theadditional  space is also expected to lead to additional  manufacturing efficiencies by providing the needed space to re-configure the manufacturing lines withoutinterrupting production.  As demand supports, a second phase will be undertaken to add manufacturing equipment to increase annual capacity to 200 MW.  TheState of Connecticut had previously extended two low interest long term loans to us (one for each of the two phases) and up to $10.0 million of tax credits.  Eachloan was anticipated to be $10.0 million, with an interest rate of 2.0% and a term of 15 years.  Originally, up to 50% of the principal was forgivable if certain jobcreation and retention targets are met.       We previously received the proceeds of the first  $10 million loan to support  the first  phase of  the expansion and havereceived extensions from the State of Connecticut to meet the required job targets.

The  Torrington  production  and  service  facility  and  the  Danbury  corporate  headquarters  and  research  and  development  facility  are  ISO  9001:2015  and  ISO14001:2015 certified and our Field Service Operations (which maintains the installed fleet of our plants) is ISO 9001:2015 certified, reinforcing the tenets of theFuelCell Energy Quality Management System and our core values of continual improvement and commitment to quality and environmental stewardship.

We have a manufacturing and service facility in Taufkirchen, Germany that has the capability to perform final module assembly for up to 20 MW per year of sub-megawatt fuel cell power plants for the remaining sub-megawatt fuel cell power plants in the European market. Our European service activities are also operatedout of this location. Our operations in Europe are certified under both ISO 9001:2015 and ISO 14001:2015.

Raw Materials and Supplier Relationships

We use various commercially available raw materials and components to construct a fuel cell module, including nickel and stainless steel, which are key inputs toour  manufacturing  process.  Our  fuel  cell  stack  raw  materials  are  sourced  from  multiple  vendors  and  are  not  considered  precious  metals.    We  have  a  globalintegrated supply chain.  While we manufacture the fuel cell module in our Torrington facility, the electrical and mechanical BOPs are assembled by and procuredfrom several suppliers. All of our suppliers must undergo a qualification process. We continually evaluate and qualify new suppliers as we diversify our supplierbase in our pursuit  of lower costs and consistent quality.  We purchase mechanical  and electrical  BOP componentry from third party vendors, based on our ownproprietary designs.

Engineering, Procurement and Construction

We provide customers with complete turn-key solutions, including the development, engineering, procurement, construction, interconnection and operations for ourfuel cell projects.  From an EPC standpoint, we have an extensive history of safe and timely delivery of turn-key projects.  We have developed relationships withmany  design  firms  and  licensed  general  contractors  and  have  a  repeatable,  safe,  and  efficient  execution  philosophy  that  has  been  successfully  demonstrated  innumerous jurisdictions, both domestically and abroad, all with an exemplary safety record.  The ability to rapidly and safely execute installations minimizes highcost construction period financing and can assist customers in certain situations when the commercial operating date is time sensitive.

16

 

Services and Warr anty Agreements

We offer a comprehensive portfolio of services, including engineering, project management and installation, and long-term operating and maintenance programs,including trained technicians that remotely monitor and operate our plants around the world, 24 hours a day and 365 days a year.  We employ field technicians toservice the power plants and maintain service centers near our customers to ensure high availability of our plants.    For all  operating fuel cell  plants not under aPPA, the customers purchase service agreements, some of which have terms of up to 20 years. Pricing for service contracts is based upon the markets in which wecompete and includes all future maintenance and fuel cell module exchanges.  Each model of our SureSource power plants has a design life of 25 to 30 years. Thefuel  cell  modules,  with  a  5  to  7-year  cell  design  life,  go  through  periodic  replacement,  while  the  BOP systems,  which  consist  of  conventional  mechanical  andelectrical equipment, are maintained over the plant life.

Under  the  typical  provisions  of  both  our  service  agreements  and  PPAs,  we  provide  services  to  monitor,  operate  and  maintain  power  plants  to  meet  specifiedperformance levels. Operations and maintenance is a key driver for power plants to deliver their projected revenue and cash flows.  Many of our PPAs and serviceagreements include guarantees for system performance, including electrical output and heat rate. Should the power plant not meet the minimum performance levels,we may be required to replace the fuel cell module with a new or used replacement module and/or pay performance penalties.  The service aspects of our businessmodel provide a recurring and predictable revenue stream for the Company.  We have committed future production for scheduled fuel cell module exchanges underservice agreements and PPAs through the year 2038.  The pricing structure of the service agreements incorporates these scheduled fuel cell module exchanges andthe  committed  nature  of  this  production  facilitates  our  production  planning.  Our  goal  is  to  optimize  the  power  plants  to  meet  expected  operating  parametersthroughout their contracted service term.

In  addition  to  our  service  agreements,  we provide  a  warranty  for  our  products  for  a  specific  period  of  time against  manufacturing  or  performance  defects.  Thewarranty term in the U.S. is typically 15 months after shipment or 12 months after acceptance of our products.  We accrue for estimated future warranty costs basedon historical experience.

License Agreements and Royalty Income; Relationship with POSCO Energy

We have  historically  relied  on  POSCO Energy  Co.,  Ltd.  (“POSCO Energy”)  to  develop  and  grow  the  South  Korean  and  Asian  markets  for  our  products  andservices.  

We record license fees and are entitled to receive royalty income from POSCO Energy related to manufacturing and technology transfer agreements entered into in2007,  2009 and 2012.    The Cell  Technology Transfer  Agreement  ("CTTA"),  executed in  October  2012,  provides  POSCO Energy with  the  technology rights  tomanufacture  SureSource power plants  in South Korea and the right  to  sell  power plants  throughout  Asia.    POSCO Energy built  a  cell  manufacturing facility  inPohang, Korea which became operational in late 2015. Annual production capability is 100 MW and the building is sized to accommodate up to 200 MW of annualproduction.

In October 2016, the Company and POSCO Energy extended the terms of the 2007 and 2009 license agreements to be consistent with the term of the CTTA, whichexpires on October 31, 2027. The CTTA requires POSCO Energy to pay us a 3.0% royalty on POSCO Energy net product sales, as well as a royalty on scheduledfuel cell module replacements under service agreements for modules that were built by POSCO Energy and installed at plants in Asia under the terms of long termservice agreements between POSCO Energy and its customers. In March 2017, we entered into a memorandum of understanding (“MOU”) with POSCO Energy topermit us to directly develop the Asian fuel cell business, including the right for us to sell SureSource solutions in South Korea and the broader Asian market. InJune 2018, POSCO Energy advised us in writing that it was terminating the MOU effective July 15, 2018.  Pursuant to the terms of the MOU, notwithstanding itstermination, we will continue to execute on sales commitments in Asia secured in writing prior to July 15, 2018. POSCO Energy has ceased communications withus.   

On or about November 2, 2018, POSCO Energy served FuelCell Energy with an arbitration demand, initiating a proceeding to resolve various outstanding amountsbetween the companies. We have made counterclaims and believe we have valid defenses to the claims made by POSCO Energy. The Company does not currentlyexpect the results of this arbitration to have a material adverse effect on the Company.  

17

 

In light of recent developments with POSCO Energy , we are evaluating all of our options with respect to our relationship and agreements with POSCO Energy.

Advanced Technologies Programs (Third Party Funded Research and Development)

We undertake both privately-funded and public research and development to expand the markets for our power plants, reduce costs, and expand our technologyportfolio in complementary high-temperature fuel cell systems. This research builds on our expertise and the versatility of our fuel cell power plants and contributesto the development of potentially new end markets for our commercial product solution portfolio. Our power plants can be configured to provide a number of valuestreams including clean electricity, high quality usable heat, hydrogen suitable for vehicle fueling or industrial purposes as well as a configuration to concentrateCO 2 from coal, biomass and natural gas fired power plants and industrial  applications.  Our Advanced Technologies Programs are focused on commercializingsolutions  within  three  strategic  areas:  (1)  carbon  capture  for  emissions  reduction  and  power  generation;  (2)  distributed  hydrogen  production,  compression,  andrecovery; and (3) SOFC/SOEC for stationary power generation and energy storage. The revenue and associated costs from government and third party sponsoredresearch and development is classified as “Advanced Technologies contract  revenues” and “Cost of Advanced Technologies contract  revenues,” respectively,  inour consolidated financial statements.

We have historically worked on technology development with various U.S. government departments and agencies, including the Department of Energy (DOE), theDepartment  of  Defense  (DOD),  the  Environmental  Protection  Agency (EPA),  the  Defense  Advanced Research  Projects  Agency (DARPA),  the  Office  of  NavalResearch (ONR), and the National Aeronautics and Space Administration (NASA). Government funding, principally from the DOE, provided 8%, 9% and 8% ofour revenue for the fiscal years ended October 31, 2018, 2017, and 2016, respectively.

Significant commercialization programs on which we are currently working include:

Carbon Capture – Power generation and industrial applications are the source of two-thirds of the world’s carbon emissions. Coal and natural gas are abundant,low cost resources that are widely used to generate electricity in developed and developing countries, but burning these fuels, as well as burning biomass, results inthe emission of criteria pollutants and CO 2 .  Cost effective and efficient carbon capture from power generation and industrial applications globally represents alarge market because it could enable clean use of all available fuels. Our carbonate fuel cell technology separates and concentrates CO 2 as a side reaction duringthe power generation process. Capturing CO 2 as a side reaction while generating additional valuable power is an approach that could be more cost effective thanother systems which are being considered for carbon capture.

We  announced  a  five  year  agreement  with  ExxonMobil  (NYSE:  XOM)  in  2016  to  pursue  research  and  development  of  fuel  cell  carbon  capture  for  centralgeneration gas-fired power plants. Research and development under that agreement has progressed and continues to progress at an accelerated pace. In 2018, wecompleted the design and engineering work for the installation of a megawatt-class carbon capture fuel cell  power plant at a mixed coal/gas-fired power stationowned by Alabama Power, a subsidiary of Southern Company.  This project was supported by an award from the DOE and ExxonMobil. The Company has beenworking to secure funding for the second phase of the project, which would include construction of the carbon capture fuel cell power plant.

Distributed Hydrogen Production, Compression, and Recovery - On-site  or  distributed  hydrogen  generation,  produced  cleanly,  represents  an  attractivemarket.    Our  high temperature  fuel  cells  generate  electricity  directly  from a fuel  by reforming the  fuel  inside  the  fuel  cell  to  supply hydrogen for  the  electricalgeneration  process.    Gas  separation  technology  can  be  added  to  capture  hydrogen  that  is  not  used  by  the  electrical  generation  process,  and  we  term  thisconfiguration  SureSource  Hydrogen.  This  value-added  proposition  may  be  compelling  for  industrial  users  of  hydrogen  and  transportation  applications,  furthersummarized as follows:

Fueling Applications :  We previously announced a renewable hydrogen generation project under a hydrogen power purchase agreement with Toyota(NYSE: TM).  The multi-megawatt SureSource Hydrogen plant will be located at the Port of Long Beach, California and will use renewable directedbiogas  for  fuel.    Toyota  will  purchase  the  hydrogen  output  of  approximately  1,200  kg  per  day  to  fuel  its  fuel  cell  cars  that  arrive  at  the  Port  fromoverseas as well as fuel a Class 8 fuel cell truck located at the Port.  Toyota will also purchase a portion of the renewable electricity generated by thefuel cell, with the remainder of the electricity to be sold to the local utility under the California BioMAT program.

18

 

We previously demonstrated renewable hydrogen generation under a three year project at the Orange County Wastewater Treatment Facility in Irvine,California,  utilizing  renewable  biogas  to  supply  hydrogen  for  use  in  fuel  cell  vehicle  fueling  and  to  produce  clean  renewable  electricity.    Thedemonstration was performed under a sub-contract to Air Products (NYSE: APD), with funding provided by the DOE, California Air Resources Board,South Coast Air Quality Management District, Orange County Sanitation District, and Southern California Gas Company.

SOFC/SOEC Development and Commercialization : We are working towards commercialization of solid oxide fuel cell technology to target long-duration storageapplications  utilizing  hydrogen  as  an  energy  carrier  and  storage  medium.    SOFC  power  plant  design  and  manufacturing  is  complementary  to  our  carbonatetechnology-based  MW scale  product  line  and  affords  us  the  opportunity  to  leverage  our  field  operating  history,  existing  expertise  in  power  plant  design,  fuelprocessing  and  high  volume  manufacturing  capabilities,  and  our  existing  installation  and  service  infrastructure.    Additionally,  the  target  market  for  storageapplications is electric utilities, which is a market in which we are already active.  

We perform SOFC/SOEC research and development at our Danbury facility as well as at our dedicated SOFC/SOEC facility in Calgary, Canada.  We are workingunder a variety of awards from the DOE for development and commercialization of both SOFC and SOEC.  We are currently installing a demonstration SOFCpower plant at the Clearway Center in Pittsburgh, Pennsylvania.

We believe there are significant market opportunities for distributed hydrogen production, carbon capture, solid oxide fuel cell solutions and energy storage. Thedemonstration  projects  described  above  are  steps  on  the  commercialization  road  map  as  we  leverage  third-party  resources  and  funding  to  accelerate  thecommercialization and realize the market potential for each of these solutions.

C ompany Funded Research and Development

In addition to research and development performed under research contracts, we also fund our own research and development projects including extending modulelife, increasing the power output of our modules and reducing the cost of our products.  Current initiatives include increasing the net power output of the fuel cellstacks to 375 kW from 350 kW.  We also recently launched our seven-year life stacks, which extended our stack life from five years to seven years. Greater poweroutput and improved longevity are expected to lead to improved gross margin profitability on a per-unit basis for each power plant sold and improved profitabilityof service contracts, which will support expanding gross margins for the Company.

In addition to output and life enhancements, we designed and introduced the 3.7 megawatt SureSource 4000 configuration with increased electrical efficiency, andwe  continually  invest  in  cost  reduction  and  improving  the  performance,  quality  and  serviceability  of  our  plants.  These  efforts  continually  improve  our  valueproposition.

Company-funded research and development is included in Research and development expenses (operating expenses) in our consolidated financial statements.  Thetotal research and development expenditures in the consolidated statement of operations, including third party and Company-funded expenditures, are as follows: 

  Years Ended October 31, 2018 2017 2016

Cost of Advanced Technologies contract revenues   $ 10,360    $ 12,728    $ 11,879 Research and development expenses     22,817      20,398      20,846 

Total research and development   $ 33,177    $ 33,126    $ 32,725 

 

19

 

Back log 

The  Company  had  a  contract  backlog  totaling  approximately  $1.2  billion  as  of  October  31,  2018  compared  to  $554.2  million  as  of  October  31,  2017.  As  ofOctober  31,  2018 and 2017,  backlog included approximately  $316.0 million and $182.3 million,  respectively,  of  service  agreements.    Generation backlog as  ofOctober 31, 2018 and 2017 was $839.5 million and $296.3 million, respectively.  Service and generation backlog as of October 31, 2018 had an average term ofapproximately  19  years  weighted  based  on  dollar  backlog  and  utility  service  contracts  up  to  twenty  years  in  duration.    As  of  October  31,  2018,  product  salesbacklog  totaled  approximately  $1.0  thousand  compared  to  $31.3  million  as  of  October  31,  2017.    As  of  October  31,  2018,  Advanced  Technologies  contractsbacklog totaled $32.4 million, of which $15.9 million was funded and $16.5 million was unfunded, compared to $44.3 million as of October 31, 2017, of which$24.5 million was funded and $19.8 million was unfunded. Generally, our government research and development contracts are subject to the risk of termination atthe convenience of the contracting agency.

Our backlog amount outstanding is not indicative of amounts to be earned in the upcoming fiscal  year.    The specific elements of backlog may vary in terms oftiming and revenue recognition from less than one year to up to twenty years.  In addition, the Company may retain operating power plants on the balance sheetrather  than selling them, thus creating variability  in timing of revenue recognition.    Accordingly,  the timing and the nature of our business makes it  difficult  topredict what portion of our backlog will be filled in the next fiscal year. Backlog  represents  definitive  agreements  executed  by  the  Company  and  our  customers.  As  of  October  31,  2018,  we  also  had  project  awards  totaling  between$600.0  million  and  $1.0  billion,  depending  on  whether  the  projects  are  sold  or  retained  as  part  of  our  generation  portfolio.      Project  awards  referenced  by  theCompany are notifications that the Company has been selected, typically through a competitive bidding process, to enter into definitive agreements. These awardshave been publicly disclosed.  Negotiations are in process and if successfully completed, project awards will become backlog. 

Fuel Cell T echnologies

Fuel cell technologies are classified according to the electrolyte used by each fuel cell type. Our SureSource technology utilizes a carbonate electrolyte. Carbonate-based fuel  cells  are  well-suited  for  megawatt-class  applications,  offering  a  number  of  advantages  over  other  types  of  fuel  cells  in  the  markets  we are  pursuing.These advantages include carbonate fuel cells' ability to generate electricity directly from readily available fuels such as natural gas or renewable biogas, lower rawmaterial  costs  as  the high temperature  of  the fuel  cell  enables the use of  commodity metals  rather  than precious metals,  and high-quality  heat  suitable  for  CHPapplications. We are also actively developing SOFC technology, as discussed in the prior “Advanced Technologies Programs” section.  Other fuel cell types thatmay be used for commercial applications include phosphoric acid and PEM.

20

 

The following table illustrates the four principal types of fuel cells, highlighting typical market applications, industry estimates of the electrical efficiency, expectedcapacity range, and versatility for applications in addition to power generation:   MW- Class   Sub-MW- Class   Micro CHP   Mobile

System SizeRange

Carbonate (CFC)   Solid Oxide (SOFC) Phosphoric Acid(PAFC)

  PEM / SOFC   Polymer ElectrolyteMembrane (PEM)

Plant size 1.4 MW - 3.7 MW   up to 300 kW up to 440 kW   < 10 kW   5 - 100 kW

TypicalApplication Utilities, Universities, Industrial  

CommercialBuildings & “Big-Box” Retail Stores

Commercial Buildings& Grocery Stores   Residential and Small

Commercial   Transportation

Fuel Natural gas, On-site or Directed Biogas,Others   Natural Gas Natural Gas   Natural Gas   Hydrogen

Advantages High Efficiency, Scalable, Fuel Flexible& CHP   High Efficiency CHP   Load Following & CHP   Load Following & Low

TemperatureElectricalefficiency

43%-47 to 60%   41% - 65% 40% - 42%   25% - 35%   25% - 35%

Combined Heat &Power (CHP)

Yes, Steam & Chilling   Depends onTechnology Used

Limited:  Hot Water,Chilling   Suitable for Facility

Heating   No

Carbon Capture Yes   No No   No   NoDistributedHydrogen

Yes   Yes No   No   No

Reversible forStorage

No   Yes No   No   No

 

C ompetition

Our SureSource power plants compete in the marketplace for stationary distributed generation.  In addition to different  types of stationary fuel cells,  some othertechnologies that compete in this marketplace include micro-turbines and reciprocating gas engines.

Several  companies in the U.S. are engaged in fuel  cell  development,  although we are the only domestic company engaged in manufacturing and deployment ofstationary carbonate fuel cells. Other emerging fuel cell technologies (and the companies developing them) include small or portable PEM fuel cells (Ballard PowerSystems,  Plug Power,  and increasing  activity  by numerous  automotive  companies  including  Toyota,  Hyundai,  Honda and GM),  stationary  phosphoric  acid  fuelcells  (Doosan),  stationary  solid  oxide  fuel  cells  (Bloom  Energy),  and  small  residential  solid  oxide  fuel  cells  (Ceres  Power  Holdings  and  Ceramic  Fuel  CellsLtd.).  Each of these competitors with stationary fuel cell applications has the potential to capture market share in our target markets.

Other  than  fuel  cell  developers,  we  may  compete  with  companies  such  as  Caterpillar,  Cummins,  Wartsilla,  MTU  Friedrichshafen  GmbH  (MTU),  and  DetroitDiesel,  which  manufacture  more  mature  combustion-based  distributed  power  generation  equipment,  including  various  engines  and  turbines,  and  have  well-established manufacturing and distribution operations along with product operating and cost features. Competition on larger MW projects may also come from gasturbine companies like General Electric, Caterpillar Solar Turbines and Kawasaki.

We also compete against the electric grid, which is readily available to prospective customers.  The electric grid is supplied by traditional centralized power plants,including coal, gas and nuclear, with transmission lines used to transport the electricity to the point of use.

21

 

Our stationary fuel cell power plants compete against large scale solar and wind technologies, although we can complement solar and wind intermittency with thecontinuous power output of the fuel cells.  Solar and wind require specific geographies and weather profiles and require transmission for utility-scale applicationsas well as a significant amount of land compared to our fuel cell power plants, making it difficult to site MW-class solar and wind projects in urban areas, unlikeour solutions.

We believe that only carbonate fuel cells are suitable for fuel cell carbon capture applications, so our fuel cell carbon capture solution does not compete against fuelcells from manufacturers utilizing other fuel cell technologies.

Our distributed hydrogen solution competes against traditional centralized hydrogen generation as well as electrolyzers used for distributed applications.  Hydrogenis  typically  generated  at  a  central  location  in  large  quantities  by  combustion-based  steam reforming  and  then  distributed  to  end  users  by  diesel  truck.    Besidesutilizing tri-generation SureSource plants for distributed hydrogen, electrolyzers can be used that are in essence, reverse fuel cells.  Electrolyzers take electricityand convert it to hydrogen.  The hydrogen can be used as it is generated, compressed and stored, or injected into the natural gas pipeline.  Companies using fuelcell-based electrolyzer technology for transportation applications include NEL and Hydrogenics Corporation.

Hydrogen  is  an  energy  carrier  and  energy  storage  utilizing  hydrogen  is  a  growing  market  opportunity  that  we  are  pursuing  with  our  SOFC/SOECtechnology.  Companies using PEM-based fuel cell electrolyzer technology for storage include Hydrogenics Corporation and ITM Power PLC.  

Regulatory and Legislative Support

Distributed  generation  addresses  certain  power  generation  issues  that  central  generation  does  not  and  regulatory  policy  can  impact  deployment  of  distributedgeneration.    Regulatory  and  legislative  support  encompasses  policy,  incentive  programs,  and  defined  sustainability  initiatives  such  as  Renewable  PortfolioStandards (“RPS”).

Various states and municipalities in the U.S. have adopted programs for which our products qualify, including programs supporting self-generation, clean air powergeneration, combined heat and power applications, carbon reduction, grid resiliency / micro-grids and utility ownership of fuel cell projects.

The majority of states in the U.S. have enacted legislation adopting Clean Energy Standards (“CES”) or RPS mechanisms. Under these standards, regulated utilitiesand other load serving entities are required to procure a specified percentage of their total electricity sales to end-user customers from eligible resources. CES andRPS legislation  and  implementing  regulations  vary  significantly  from state  to  state,  particularly  with  respect  to  the  percentage  of  renewable  energy  required  toachieve  the  state’s  mandate,  the  definition  of  eligible  clean  and  renewable  energy  resources,  and  the  extent  to  which  renewable  energy  credits  (certificatesrepresenting the generation of renewable energy) qualify for CES or RPS compliance. Fuel cells using biogas qualify as renewable power generation technology inall  of  the  CES  and  RPS  states  in  the  U.S.,  and  ten  states  (Connecticut,  Delaware,  Indiana,  New York,  Ohio,  Oklahoma,  Pennsylvania,  New Hampshire,  WestVirginia and Maine) and Puerto Rico specify that fuel cells operating on natural gas are also eligible for these initiatives in recognition of the high efficiency andlow pollutants of fuel cells.  Massachusetts has also promulgated regulations that will qualify certain fuel cells under its Alternative Portfolio Standard. In February 2018, the U.S. Congress reinstated the Investment Tax Credit (“ITC”) for fuel cells and also extended and significantly expanded the existing CarbonOxide Sequestration Credit. The reinstatement of the ITC for fuel cells provided equal access to tax incentives for U.S. fuel cell manufacturers when compared withother  clean  energy  solutions.  We  believe  that  the  reinstatement  of  the  ITC  will  help  to  facilitate  market  expansion  and  product  deployment  by  enhancing  ourcompetitiveness on projects and encouraging project financing.

Internationally, South Korea has an RPS to promote clean energy, reduce carbon emissions, and develop local manufacturing of clean energy generation productsto accelerate economic growth. The RPS is designed to increase new and renewable power generation to 10% of total power generation by 2024 from 2% when theRPS began in 2012.  Eighteen of the largest power generators are obligated to achieve the RPS requirements in their generation or purchase offsetting renewableenergy certificates.  Financial penalties are levied by the government for non-compliance.

22

 

Government Regulation

Our Company and its products are subject to various federal, provincial, state and local laws and regulations relating to, among other things, land use, safe workingconditions, handling and disposal of hazardous and potentially hazardous substances and emissions of pollutants into the atmosphere. Negligible emissions of SOxand NOx from our power plants are substantially lower than conventional combustion-based generating stations, and are far below existing and proposed regulatorylimits. The primary emissions from our power plants, assuming no cogeneration application, are humid flue gas that is discharged at temperatures of 700-800° F,water that is discharged at temperatures of 10-20° F above ambient air temperatures, and CO 2 in per kW hour amounts that are much less than conventional fossilfuel central generation power plants due to the high efficiency of fuel cells. The discharge of water from our power plants requires permits that depend on whetherthe water is to be discharged into a storm drain or into the local wastewater system.

We are also subject to federal, state, provincial and/or local regulation with respect to, among other things, emissions and siting. In addition, utility companies andseveral states in the U.S. have created and adopted, or are in the process of creating, interconnection regulations covering both technical and financial requirementsfor interconnection of fuel cell power plants to utility grids. Our power plants are designed to meet all applicable laws, regulations and industry standards for use ininternational markets in which we operate.  Our SureSource solutions are CARB 2007 certified, and our SureSource 1500, when operating on biogas, is certified forthe CARB 2013 biogas standards.

We are committed to providing a safe and healthy environment for our employees, and we are dedicated to seeing that safety and health hazards are adequatelyaddressed through appropriate work practices, training and procedures.  All of our employees must observe the proper safety rules and environmental practices inwork  situations,  consistent  with  our  work  practices,  training  and  procedures,  and  consistent  with  all  applicable  health,  safety  and  environmental  laws  andregulations.

Proprietary Rights and Licensed Technology

Our intellectual property consists of patents, trade secrets and institutional knowledge that we believe is a competitive advantage and represents a significant barrierto entry for potential competitors.  Our Company was founded in 1969 as an applied research company and began focusing on carbonate fuel cells in the 1980s,with  our  first  fully  commercialized  SureSource  power  plant  sold  in  2003.  Over  this  time,  we  have  gained  extensive  experience  in  designing,  manufacturing,operating  and  maintaining  fuel  cell  power  plants.    This  experience  cannot  be  easily  or  quickly  replicated  and,  combined  with  our  trade  secrets,  proprietaryprocesses and patents, safeguards our intellectual property rights.

As of October 31, 2018, our Company, excluding its subsidiaries, had 93 patents in the U.S. and 137 patents in other jurisdictions covering our fuel cell technology(in certain cases covering the same technology in multiple jurisdictions), with patents directed to various aspects of our SureSource technology, SOFC technology,PEM fuel  cell  technology,  and  applications  thereof.  As  of  October  31,  2018,  we  also  had  54  patent  applications  pending  in  the  U.S.  and  125  pending  in  otherjurisdictions.  Our U.S. patents will expire between 2019 and 2036, and the current average remaining life of our U.S. patents is approximately 9.0 years.

Our subsidiary,  Versa Power Systems,  Ltd.,  as of October 31, 2018, had 36 U.S. patents and 76 international  patents covering the SOFC technology (in certaincases  covering the same technology in multiple  jurisdictions),  with an average remaining U.S.  patent  life  of  approximately  6.3 years.    As of  October  31,  2018,Versa Power Systems, Ltd. also had three pending U.S. patent applications and 14 patent applications pending in other jurisdictions.  In addition, as of October 31,2018, our subsidiary, FuelCell Energy Solutions, GmbH, had license rights to two U.S. patents and seven patents outside the U.S. for carbonate fuel cell technologylicensed from Fraunhofer IKTS.

No patents expired in 2018 that would have any material impact on our current or anticipated operations.  Three patents are expiring in 2019, but none of theseexpirations are expected to have any material impact on our current or anticipated operations.  As has historically been the case, we are continually innovating andhave a significant number of invention disclosures that we are reviewing that may result in additional patent applications.

23

 

Certain of  our  U.S.  patents  are  the  result  of  government-funded  research  and  development  programs,  including  our  DOE programs.  U.S.  patents  we  own  thatresulted  from  government-funded  research  are  subject  to  the  government  potentially  exercising  “march-in”  rights.  We  believe  that  the  likelihood  of  the  U.S.government exercising these rights is remote and would only occur if we ceased our commercialization efforts and there was a compelling national need to use thepatents.

Significant Customers and Information about Geographic Areas

We contract with a concentrated number of customers for the sale of our products and for research and development contracts.  For the years ended October 31,2018, 2017 and 2016, our top customers, Hanyang Industrial Development Co., Ltd, Clearway Energy (formerly NRG Yield, Inc.), AEP Onsite Partners, LLC, theU.S. Department of Energy, ExxonMobil, POSCO Energy, Dominion Bridgeport Fuel Cell, LLC and Avangrid Holdings accounted for an aggregate of 84%, 78%and 75%, respectively, of our total annual consolidated revenue. Revenue percentage by major customer for the last three fiscal years is as follows: 

  Years Ended October 31, 2018 2017 2016

Hanyang Industrial Development Co. Ltd     35%    40%    —%Clearway Energy (formerly NRG Yield, Inc.)     15%    —      — AEP Onsite Partners, LLC     10%    —      — U.S. Department of Energy     8%    9%    8%ExxonMobil     6%    9%    3%POSCO Energy     5%    6%    48%Dominion Bridgeport Fuel Cell, LLC     3%    11%    6%Avangrid Holdings (through its various subsidiaries)     2%    3%    10%

Total     84%    78%    75% See Item 7 – “Management's  Discussion and Analysis  of  Financial  Condition and Results  of  Operations”  and Item 8 – “Consolidated Financial  Statements  andSupplementary Data” for further information regarding our revenue and revenue recognition policies.

We have marketing and manufacturing operations both within and outside the United States. We source raw materials and BOP components from a diverse globalsupply chain.  In 2018, the foreign country with the greatest concentration risk was South Korea, accounting for 41% of our consolidated net sales.  The Companyis entitled to receive royalties from POSCO Energy on the sale of power plants and module replacements related to service of fuel cell power plants in Asia.  Aspart of our strategic plan, we are in the process of diversifying our sales mix from both a customer specific and geographic perspective. See Item 1A: Risk Factors -“ We are substantially dependent on a concentrated number of customers and the loss of any one of these customers could adversely affect our business, financialcondition and results of operations ,” “ We depend on strategic relationships with third parties, and the terms and enforceability of many of these relationships arenot certain ,” and “ Recent developments with POSCO Energy may limit our efforts to access the South Korean and Asian markets and could expose us to costs ofarbitration or litigation proceedings .”

The international nature of our operations subjects us to a number of risks, including fluctuations in exchange rates, adverse changes in foreign laws or regulatoryrequirements and tariffs, taxes, and other trade restrictions. See Item 1A: Risk Factors – “ We are subject to risks inherent in international operations .” See alsoNote 15 “Segment Information,” to the consolidated financial statements in Part II, Item 8, “Consolidated Financial Statements and Supplementary Data” of thisAnnual Report on Form 10-K for information about our net sales by geographic region for the years ended October 31, 2018, 2017, and 2016. See also Item 7,“Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations,” for other information about our operations and activities in variousgeographic regions.

24

 

Sustain ability

FuelCell  Energy’s  ultra-clean,  efficient  and  reliable  fuel  cell  power  plants  help  our  customers  achieve  their  sustainability  goals.  These  highly  efficient  andenvironmentally friendly products support the “Triple Bottom Line” concept of sustainability, consisting of environmental, social and economic considerations. InOctober  2018,  we were certified  ISO 14001:2015 compliant,  having demonstrated the establishment  of  and adherence to  an environmental  management  systemstandard.  FuelCell Energy is the only fuel cell manufacturer to have received this certification.

Product efficiency

The electrical efficiency of our fuel cell solutions ranges from approximately 47% to 60% depending on the configuration.  This compares favorably to the averageefficiency  of  the  U.S.  electrical  grid  of  about  40%.    Our  solutions  deliver  this  high  electrical  efficiency  where  the  power  is  used,  avoidingtransmission.  Transmission line losses average about 5% for the U.S. grid, which represents inefficiency and is a hidden cost to ratepayers.  In a combined heat andpower configuration, total thermal efficiency of our fuel cell solutions can potentially be up to 90% depending on the application.

Energy management

We utilize our fuel cells to provide a portion of the electricity used at our corporate headquarters and at our North American manufacturing facility.

Other examples of energy management include routing excess heat from production processes throughout the manufacturing facility to reduce both heating costsand  associated  emissions,  utilizing  the  power  produced  by  fuel  cells  undergoing  R&D  at  our  facilities  for  a  portion  of  the  power  needs  of  the  facilities,  andinstallation of high efficiency lighting at our North American manufacturing facility and corporate headquarters.

We  have  expanded  our  manufacturing  facility  in  Torrington  and  consolidated  other  locations,  reducing  transportation  emissions  and  transportation  costs,incorporating  energy  efficient  building  standards  and  reducing  leasing  costs.    We are  relocating  fuel  cell  module  conditioning  to  Torrington  from our  Danburyfacility,  which will  further reduce transportation emissions and costs. We recognize that there is more to be done and we are utilizing cross-functional  teams toidentify and evaluate additional areas for improvement.

Product end-of-life management

We continue to incorporate sustainability best practices into our corporate culture and into the design, manufacture, installation and servicing of our fuel cell powerplants.  For example, at the end-of-life of our power plants, we refurbish and re-use certain parts of the power plant and we are able to recycle most of what wecannot re-use.  Some of the parts in the fuel cell module can be re-furbished, such as end plates, while the individual fuel cell components are sent to a smelter forrecycling. The BOP has an operating life of twenty to twenty-five years, at which time metals such as steel and copper are reclaimed for scrap value.  By weight,approximately 93% of the entire power plant is either re-used or recycled.

Our  manufacturing  process  has  a  very  low  carbon  footprint,  utilizing  an  assembly  oriented  production  strategy.    While  we  continue  to  enhance  and  adoptsustainable business practices, we recognize this is an ongoing effort with more to be accomplished, such as further reducing the direct and indirect aspects of ourcarbon footprint.

Workforce Health & Safety

We work to continually improve what we feel is a robust safety program.  This is demonstrated by an improving safety trend over each of the past 5 years.  Wehave never had a workplace fatality at any of our facilities or power plant installations.

25

 

Sustainability  also incorporates  social  risks and human rights and we will  not  knowingly support  or do business with suppliers  that  treat  workers improperly orunlawfully,  including,  without  limitation,  those  that  engage  in  child  labor,  human  trafficking,  slavery  or  other  unlawful  or  morally  reprehensible  employmentpractices.  We are continuing to implement comprehensive monitoring of our global supply chain to eliminate social risks and ensure respect for human rights. Wecontractually ensure that all qualified domestic suppliers in our supply chain comply with the Fair Labor Standards Act of 1938, as amended.  

Materials sourcing

Assuring the absence of conflict minerals in our power plants is a continuing initiative.  Our fuel cells, including the fuel cell components and completed fuel cellmodule, do not utilize any 3TG minerals (i.e. tin, tungsten, tantalum and gold) that are classified as conflict minerals.  We do utilize componentry in the BOP suchas  computer  circuit  boards  that  utilize  trace  amounts  of  3TG minerals.  For  perspective,  total  shipments  in  fiscal  year  2017  weighed  approximately  3.0  millionpounds, of which 2.5 pounds, or 0.000084%, represented 3TG minerals, so the presence of these minerals is minimal.  Our conflict mineral disclosure filed with theSecurities and Exchange Commission (“SEC”) on Form SD contains specific information on the actions we are taking to avoid the use of conflict minerals .

Associates

As of  October  31,  2018,  we  had  489  full-time  associates,  of  whom 210  were  located  at  the  Torrington  manufacturing  plant,  242  were  located  at  the  Danbury,Connecticut facility or other field offices within the U.S., and 37 were located abroad. None of our U.S. associates are represented by a labor union or covered by acollective bargaining agreement.  We believe our relations with our associates are good.

Available Information

Our annual reports on Form 10-K, quarterly reports on Form 10-Q, current reports on Form 8-K, and all amendments to those reports are made available free ofcharge through the Investor Relations section of the Company’s website (http://www.fuelcellenergy.com) as soon as practicable after such material is electronicallyfiled with, or furnished to, the SEC. Material contained on our website is not incorporated by reference in this report. Our executive offices are located at 3 GreatPasture Road, Danbury, CT 06810. The public may also read and copy any materials that we file with the SEC at the SEC’s Public Reference Room at 100 F Street,NE, Washington, D.C. 20549. The public may obtain information on the operation of the Public Reference Room by calling the SEC at 1-800-SEC-0330. The SECalso maintains an Internet website that contains reports and other information regarding issuers that file electronically with the SEC located at http://www.sec.gov .

26

 Executive Officers of the Registrant NAME   AGE   PRINCIPAL OCCUPATIONArthur A. BottonePresident and Chief Executive Officer

 

58     Mr.  Bottone  joined  FuelCell  Energy  in  February  2010  as  Senior  Vice  President  and  ChiefCommercial  Officer  and  was  promoted  to  President  and  Chief  Executive  Officer  in  February2011.    Mr.  Bottone's  focus  is  to  accelerate  and  diversify  global  revenue  growth  to  achieveprofitability by capitalizing on heightened global demand for clean and renewable energy.  Mr.Bottone  has  broad  experience  in  the  power  generation  field,  including  traditional  centralgeneration and alternative energy.  Prior to joining FuelCell Energy, Mr. Bottone spent 25 yearsat Ingersoll Rand, a diversified global industrial company, including as President of the EnergySystems business.  Mr. Bottone's qualifications include extensive global business development,technology commercialization, power generation project development as well as acquisition andintegration experience.

Mr.  Bottone  received  an  undergraduate  degree  in  Mechanical  Engineering  from  GeorgiaInstitute  of  Technology in  1983,  and received  a  Certificate  of  Professional  Development  fromThe Wharton School, University of Pennsylvania in 2004.

           Michael S. BishopSenior Vice President, Chief Financial Officerand Treasurer

 

50     Mr. Bishop was appointed Senior Vice President, Chief Financial Officer and Treasurer in June2011.  He  has  more  than  20  years  of  experience  in  financial  operations  and  management  withpublic  high  growth  technology  companies  with  a  focus  on  capital  raising,  project  finance,debt/treasury  management,  investor  relations,  strategic  planning,  internal  controls,  andorganizational  development.  Since  joining  the  Company  in  2003,  Mr.  Bishop  has  held  asuccession of financial leadership roles, including Assistant Controller, Corporate Controller andVice  President  and  Controller.  Prior  to  joining  FuelCell  Energy,  Mr.  Bishop  held  finance  andaccounting  positions  at  TranSwitch  Corporation,  Cyberian  Outpost,  Inc.  and  UnitedTechnologies,  Inc.  He  is  a  certified  public  accountant  and  began  his  professional  career  atMcGladrey  and  Pullen,  LLP.  Mr.  Bishop  also  served  four  years  in  the  United  States  MarineCorps.

Mr. Bishop received a Bachelor of Science in Accounting from Boston University in 1993 and aMBA from the University of Connecticut in 1999.

           

27

 NAME   AGE   PRINCIPAL OCCUPATIONAnthony F. RauseoSenior Vice President, Chief Operating Officer

 

59     Mr. Rauseo was appointed Chief Operating Officer in July 2010. In this position, Mr. Rauseo hasresponsibility for closely integrating the manufacturing operations with the supply chain, productdevelopment and quality initiatives. Mr. Rauseo is an organizational leader with a strong record ofachievement  in  product  development,  business  development,  manufacturing,  operations,  andcustomer support. Mr. Rauseo joined the Company in 2005 as Vice President of Engineering andChief Engineer. Prior to joining Fuel Cell Energy, Mr. Rauseo held a variety of key managementpositions  in  manufacturing,  quality  and  engineering,  including  five  years  with  CiDRACorporation. Prior to joining CiDRA, Mr. Rauseo was with Pratt and Whitney for 17 years wherehe held various leadership positions in product development, production and customer support ofaircraft turbines.

Mr. Rauseo received a Bachelor of Science in Mechanical  Engineering from Rutgers Universityin  1983  and  received  a  Masters  of  Science  in  Mechanical  Engineering  from  RensselaerPolytechnic Institute in 1987.

           Jennifer D. Arasimowicz, Esq.Senior Vice President, General Counsel andCorporate Secretary

 

46     Ms. Arasimowicz was appointed Senior Vice President, General Counsel and Corporate Secretaryin April 2017. In this position, Ms. Arasimowicz, a licensed attorney in Connecticut, New Yorkand Massachusetts, is the chief legal officer and chief compliance officer of the Company, havingresponsibility for oversight of all of the Company’s legal and government affairs, and providingleadership in all aspects of the Company’s business, including compliance, corporate governanceand  board  activities.    Ms.  Arasimowicz  joined  the  Company  in  2012  as  Associate  Counsel  andwas promoted to Vice President in 2014.  Prior to joining the Company, Ms. Arasimowicz servedas General Counsel of Total Energy Corporation, a New York based diversified energy productsand  service  company  providing  a  broad  range  of  specialized  services  to  utilities  and  industrialcompanies.    Previously,  Ms.  Arasimowicz  was  a  partner  at  Shipman  &  Goodwin  in  Hartford,Connecticut, chairing the Utility Law Practice Group and began her legal career as an associate atMurtha Cullina.  

Ms.  Arasimowicz  earned  her  Juris  Doctor  at  Boston  University  School  of  Law  and  holds  abachelor’s degree in English from Boston University.

 

28

 Item 1A. RISK FACTORS

You should carefully consider the following risk factors before making an investment decision. If any of the following risks actually occur, our business, financialcondition, or results of operations could be materially and adversely affected. In such cases, the trading price of our common stock could decline, and you may loseall or part of your investment.

We have incurred losses and anticipate continued losses and negative cash flow.

We have  transitioned  from  a  research  and  development  company  to  a  commercial  products  manufacturer,  services  provider  and  developer.  We  have  not  beenprofitable  since  our  year  ended  October  31,  1997.  We  expect  to  continue  to  incur  net  losses  and  generate  negative  cash  flows  until  we  can  produce  sufficientrevenues  and  margins  to  cover  our  costs.  We  may  never  become  profitable.  Even  if  we  do  achieve  profitability,  we  may  be  unable  to  sustain  or  increase  ourprofitability  in  the  future.  For  the  reasons  discussed in  more detail  below,  there  are  uncertainties  associated  with  our  achieving and sustaining profitability.  Wehave, from time to time, sought financing in the public markets in order to fund operations and will continue to do so. Our future ability to obtain such financingcould be impaired by a variety of factors, including, but not limited to, the price of our common stock and general market conditions.

Our cost reduction strategy may not succeed or may be significantly delayed, which may result in our inability to deliver improved margins.

Our cost reduction strategy is based on the assumption that increases in production will result in economies of scale. In addition, our cost reduction strategy relieson  advancements  in  our  manufacturing  process,  global  competitive  sourcing,  engineering  design,  reducing  the  cost  of  capital  and  technology  improvements(including stack life and projected power output). Failure to achieve our cost reduction targets could have a material adverse effect on our results of operations andfinancial condition.

We have debt outstanding and may incur additional debt in the future, which may adversely affect our financial condition and future financial results.

Our total consolidated indebtedness was $87.9 million as of October 31, 2018. This includes approximately $46.1 million of debt at our project finance subsidiariesand $41.8 million of debt at the corporate level. The majority of our debt is long-term with $17.6 million due within twelve months as of October 31, 2018. We alsohad, as of October 31, 2018, approximately $40 million of borrowing capacity under a revolving construction and term project financing facility under which wedrew down approximately $5.75 million in December 2018, which must be repaid by the earlier of commercial operation of our 2.8 MW Tulare BioMAT project inCalifornia or March 31, 2019. No further draws on this facility are permitted and the facility expires on March 31, 2019. On December 21, 2018, we entered into a$100 million construction loan agreement with Generate Lending, LLC and made an initial draw of $10 million. Our ability to make scheduled payments of theprincipal and interest or to refinance our indebtedness depends on our future performance, which is subject to economic, financial, competitive and other factorsbeyond our control. Our business may not generate cash flow from operations in the future sufficient to service our debt and make necessary capital expenditures. Ifwe are unable to generate such cash flow, we may be required to adopt one or more alternatives, such as selling assets, restructuring operations, restructuring debtor obtaining additional equity capital on terms that may be onerous or dilutive.

It is also possible that we may incur additional indebtedness in the future in the ordinary course of business. If new debt is added to current debt levels, the risksdescribed above could intensify.

Our debt agreements contain customary representations and warranties, affirmative and negative covenants, and events of default that entitle the lenders to causeour indebtedness under such debt agreements to become immediately due and payable. In addition, our Loan and Security Agreement with Hercules Capital, Inc.,as  amended (the  “Loan and Security  Agreement”),  contains  a  financial  covenant  whereby we are  required  to  maintain  an unrestricted  cash  balance  in  accountssubject to an account control agreement in favor of Hercules Capital,  Inc. of 75% of the outstanding loan balance plus the amount of accounts payable not paidwithin 90 days of the invoice date. In connection with the third amendment to the Loan and Security Agreement in March 2018, we drew a term loan advance of$13.1 million,  which resulted in  an aggregate  amount  of  outstanding term loan advances  of  $25.0 million  as  of  October  31,  2018.  As of  October  31,  2018,  theoutstanding loan balance under the Loan and Security Agreement was $25.3 million, including accretion of an end-of-term payment.  

29

 

Our products compete with products using other energy sources, and if the prices of the alternative sources are lower than energy sources used by ourproducts, sales of our products will be adversely affected.

Our power plants can operate on a variety of fuels including natural gas, renewable biogas, directed biogas and propane. If these fuels are not readily available or iftheir  prices increase such that electricity produced by our products costs more than electricity provided by other generation sources,  our products would be lesseconomically attractive to potential customers. In addition, we have no control over the prices of several types of competitive energy sources such as solar, wind,oil, gas or coal or local utility electricity costs. Significant decreases (or short term increases) in the price of these technologies or fuels or grid delivered prices forelectricity could also have a material adverse effect on our business because other generation sources could be more economically attractive to consumers than ourproducts.

Financial markets worldwide have experienced heightened volatility and instability, which may have a material adverse impact on the Company, our customersand our suppliers.

Financial market volatility can affect the debt, equity and project finance markets. This may impact the amount of financing available to all companies, includingcompanies with substantially greater resources, better credit  ratings and more successful operating histories than ours. It is impossible to predict future financialmarket volatility and instability and the impact on the Company, and it may have a materially adverse effect on us for a number of reasons, such as:

  • The long term nature of our sales cycle can require long lead times between application design, order booking and product fulfillment. For suchsales, we often require substantial cash down payments in advance of delivery. Our growth strategy assumes that financing will be available for theCompany to finance working capital  or  for  our customers to provide down payments  and to pay for  our products.  Financial  market  issues maydelay,  cancel  or restrict  the construction budgets and funds available  to the Company or our customers for the deployment of our products andservices.

  • Projects using our products are, in part, financed by equity investors interested in tax benefits as well as by the commercial and governmental debtmarkets. The significant volatility in the U.S. and international stock markets causes significant uncertainty and may result in an increase in thereturn required by investors in relation to the risk of such projects.

  • If we, our customers or our suppliers cannot obtain financing under favorable terms, our business may be negatively impacted.

Our contracted projects may not convert to revenue, and our project pipeline may not convert to contracts, which may have a material adverse effect on ourrevenue and cash flow.

Some of the orders we accept from customers require certain conditions or contingencies (such as permitting, interconnection or financing) to be satisfied, some ofwhich are outside of our control. The time periods from receipt of a contract to installation may vary widely and are determined by a number of factors, includingthe terms of the customer contract and the customer’s site requirements. These same or similar conditions and contingencies may be required by financiers in orderto draw on financing to complete a project. This could have an adverse impact on our revenue and cash flow and our ability to complete construction of a project.

We have signed product sales contracts, engineering, procurement and construction contracts (“EPC”), power purchase agreements (“PPAs”) and long-termservice agreements with customers subject to contractual, technology and operating risks as well as market conditions that may affect our operating results.

We apply  the  percentage  of  completion  revenue  recognition  method  to  certain  product  sales  contracts  which  are  subject  to  estimates.  On a  quarterly  basis,  weperform  a  review  process  to  help  ensure  that  total  estimated  contract  costs  include  estimates  of  costs  to  complete  that  are  based  on  the  most  recent  availableinformation. The percentage of completion for the customer contracts based on this cost analysis is then applied to the total customer contract values to determinethe total revenue to be recognized to date.

30

 

In certain instances, we have executed PPAs with the end-user of the power or site host of the fuel cell power plant. We may then sell the PPA to a project investoror retain the project and collect revenue from the sale of power over the term of the PPA, recognizing electricity revenue as power is generated and sold.

We have contracted under long-term service agreements with certain customers to provide service on our products over terms up to 20 years. Under the provisionsof these contracts, we provide services to maintain, monitor, and repair customer power plants to meet minimum operating levels. Pricing for service contracts isbased upon estimates of future costs including future module replacements. While we have conducted tests to determine the overall life of our products, we havenot run certain of our products over their projected useful life prior to large-scale commercialization. As a result, we cannot be sure that our products will last totheir expected useful life, which could result in warranty claims, performance penalties, maintenance and module replacement costs in excess of our estimates andlosses on service contracts.

Our  ability  to  proceed  with  projects  under  development  and  complete  construction  of  projects  on  schedule  and  within  budget  may  be  adversely  affected  byescalating  costs  for  materials,  tariffs,  labor  and  regulatory  compliance,  inability  to  obtain  necessary  permits,  interconnections  or  other  approvals  on  acceptableterms or on schedule and by other factors. If any development project or construction is not completed, is delayed or is subject to cost overruns, we could becomeobligated to make delay or termination payments or become obligated for other damages under contracts, experience diminished returns or write off all or a portionof our investment in the project. Each of these events could have an adverse effect on our business, financial condition, results of operations and prospects.

Our growing generation portfolio of operating assets exposes us to operational risks and commodity market volatility.

We have  a  growing  portfolio  of  generation  assets  selling  power  under  PPAs  and  utility  tariff  programs  that  exposes  us  to  operational  risks  and  uncertainties,including, among other things, lost revenues due to prolonged outages, replacement equipment costs, risks associated with facility start-up operations, failures inthe availability or acquisition of fuel, the impact of severe adverse weather conditions, natural disasters, terrorist attacks, risks of property damage or injury fromenergized equipment, availability of adequate water resources and ability to intake and discharge water, use of new or unproven technology, fuel commodity pricerisk and fluctuating market prices, and lack of alternative available fuel sources.

We extend product warranties, which could affect our operating results.

We provide  for  a  warranty  of  our  products  for  a  specific  period  of  time  against  manufacturing  or  performance  defects.  We accrue  for  warranty  costs  based  onhistorical warranty claim experience, however, actual future warranty expenses may be greater than we have assumed in our estimates. As a result, operating resultscould be negatively impacted should there be product manufacturing or performance defects in excess of our estimates.

Our products are complex and could contain defects and may not operate at expected performance levels which could impact sales and market adoption of ourproducts or result in claims against us.

We develop complex and evolving products and we continue to advance the capabilities of our fuel cell stacks and are now producing stacks with a net rated poweroutput of 350 kilowatts and an expected seven year life.

We are still gaining field operating experience with respect to our products, and despite experience gained from our growing installed base and testing performedby us, our customers and our suppliers,  issues may be found in existing or new products. This could result in a delay in recognition or loss of revenues, loss ofmarket share or failure to achieve broad market acceptance. The occurrence of defects could also cause us to incur significant warranty, support and repair costs,could divert the attention of our engineering personnel from our product development efforts, and could harm our relationships with our customers. The occurrenceof these problems could result in the delay or loss of market acceptance of our products and would likely harm our business. Defects or performance problems withour products could result in financial or other damages to our customers. From time to time, we have been involved in disputes regarding product warranty issues.Although  we  seek  to  limit  our  liability,  a  product  liability  claim  brought  against  us,  even  if  unsuccessful,  would  likely  be  time  consuming,  could  be  costly  todefend, and may hurt our

31

 

reputation in the marketplace. Our customers could also seek and obtain damages from us for their losses. We have accrued liabilities for potential damages relatedto performance problems, however, actual results may be different than the assumptions used in our accrual calculations.

We currently face and will continue to face significant competition.

We compete on the basis of our products’ reliability, efficiency, environmental considerations and cost. Technological advances in alternative energy products orimprovements in the electric grid or other sources of power generation, or other fuel cell technologies may negatively affect the development or sale of some or allof our products or make our products non-competitive or obsolete prior to or after commercialization. Other companies, some of which have substantially greaterresources  than  ours,  are  currently  engaged  in  the  development  of  products  and  technologies  that  are  similar  to,  or  may  be  competitive  with,  our  products  andtechnologies.

Several  companies in the U.S. are engaged in fuel  cell  development,  although we are the only domestic company engaged in manufacturing and deployment ofstationary carbonate fuel cells. Other emerging fuel cell technologies (and the companies developing them) include small or portable proton-exchange membrane(“PEM”) fuel cells (Ballard Power Systems, Plug Power, and increasing activity by numerous automotive companies including Toyota, Hyundai, Honda and GM),stationary phosphoric acid fuel cells (Doosan), stationary solid oxide fuel cells (Bloom Energy), and small residential solid oxide fuel cells (Ceres Power Holdingsand Ceramic Fuel  Cells  Ltd.).  Each of  these competitors  has the potential  to capture market  share in our target  markets.  There are also other  potential  fuel  cellcompetitors internationally that could capture market share.

Other than fuel cell developers, we must also compete with companies that manufacture more mature combustion-based equipment, including various engines andturbines,  and  have  well-established  manufacturing,  distribution,  operating  and  cost  features.  Electrical  efficiency  of  these  products  can  be  competitive  with  ourSureSource power plants in certain applications. Significant competition may also come from gas turbine companies and large scale solar and wind technologies.

We derive significant revenue from contracts awarded through competitive bidding processes involving substantial costs and risks. Due to this competitivepressure, we may be unable to grow revenue and achieve profitability.

We expect  a  significant  portion  of  the  business  that  we  will  seek  in  the  foreseeable  future  will  be  awarded  through  competitive  bidding  against  other  fuel  celltechnologies and other forms of power generation. The competitive bidding process involves substantial costs and a number of risks, including the significant costand managerial time to prepare bids and proposals for contracts that may not be awarded to us and our failure to accurately estimate the resources and costs thatwill be required to fulfill any contract we win. In addition, following a contract award, we may encounter significant expense, delay or contract modifications as aresult  of  our  competitors  protesting  or  challenging  contracts  awarded  to  us  in  competitive  bidding.  In  addition,  multi-award  contracts  require  that  we  makesustained  post-award  efforts  to  obtain  task  orders  under  the  contract.  We  may  not  be  able  to  obtain  task  orders  or  recognize  revenue  under  these  multi-awardcontracts. Our failure to compete effectively in this procurement environment could adversely affect our revenue and/or profitability.

Unanticipated increases or decreases in business growth may result in adverse financial consequences for us.

If our business grows more quickly than we anticipate, our existing and planned manufacturing facilities may become inadequate and we may need to seek out newor additional space, at considerable cost to us. If our business does not grow as quickly as we expect, our existing and planned manufacturing facilities would, inpart, represent excess capacity for which we may not recover the cost. In that circumstance, our revenues may be inadequate to support our committed costs and ourplanned growth, and our gross margins and business strategy would be adversely affected.

32

 

Our plans are dependent on market acceptance of our products.

Our plans are dependent upon market acceptance of, as well as enhancements to, our products. Fuel cell systems represent an emerging market, and we cannot besure that potential customers will accept fuel cells as a replacement for traditional power sources. As is typical in a rapidly evolving industry, demand and marketacceptance for recently introduced products and services are subject to a high level of uncertainty and risk. Since the distributed generation market is still evolving,it is difficult to predict with certainty the size of the market and its growth rate. The development of a market for our products may be affected by many factors thatare out of our control, including:

  • the cost competitiveness of our fuel cell products including availability and output expectations and total cost of ownership;

  • the future costs of natural gas and other fuels used by our fuel cell products;

  • customer reluctance to try a new product;

  • the market for distributed generation and government policies that affect that market;

  • local permitting and environmental requirements;

  • customer preference for non-fuel based technologies; and

  • the emergence of newer, more competitive technologies and products.

If a sufficient market fails to develop or develops more slowly than we anticipate, we may be unable to recover the losses we will have incurred in the developmentof our products and may never achieve profitability.

As we continue to expand markets  for  our products,  we intend to continue offering power production guarantees and other  terms and conditions relating to ourproducts that will be acceptable to the marketplace, and continue to develop a service organization that will aid in servicing our products and obtain self-regulatorycertifications,  if available,  with respect to our products. Failure to achieve any of these objectives may also slow the development of a sufficient market for ourproducts and, therefore, have a material adverse effect on our results of operations and financial condition.

We are substantially dependent on a concentrated number of customers and the loss of any one of these customers could adversely affect our business,financial condition and results of operations.

We contract with a concentrated number of customers for the sale of products and for research and development contracts. There can be no assurance that we willcontinue to  achieve  the current  level  of  sales  of  our  products  to  our  largest  customers.  Even though our  customer  base  is  expected to  increase  and our  revenuestreams to diversify, a substantial portion of net revenues could continue to depend on sales to a limited number of customers. Our agreements with these customersmay be canceled if we fail to meet certain product specifications or materially breach the agreements, or if our customers materially breach the agreements, and ourcustomers may seek to renegotiate the terms of current agreements or renewals. The loss of, or a reduction in sales to, one or more of our larger customers couldhave a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations.

Recent developments with POSCO Energy may limit our efforts to access the South Korean and Asian markets and could expose us to costs of arbitration orlitigation proceedings.

We  have  historically  relied  on  POSCO  Energy  to  develop  and  grow  the  South  Korean  and  Asian  markets  for  our  products  and  services.  We  entered  intomanufacturing and technology transfer agreements with POSCO Energy in 2007, 2009 and 2012, each of which expires on October 31, 2027. The Cell TechnologyTransfer Agreement (“CTTA”) provides POSCO Energy with the technology rights to manufacture SureSource power plants in South Korea and the right to sellpower plants throughout Asia. The CTTA requires POSCO Energy to pay to the Company a 3.0% royalty on POSCO Energy net product sales, as well as a royaltyon scheduled fuel cell module replacements under service agreements for modules that were built by POSCO Energy and installed at plants in Asia under the termsof  long  term  service  agreements  between  POSCO Energy  and  its  customers.  In  March  2017,  we  entered  into  a  memorandum of  understanding  (“MOU”)  withPOSCO Energy to permit us to directly develop the Asian fuel cell business, including the right for us to sell SureSource solutions in South Korea and the broaderAsian market. In June 2018, POSCO

33

 

Energy advised us in writing that it was terminating the MOU effective July 15, 2018.  Pursuant to the terms of the MOU, notwithstanding its termination, we willcontinue to execute on sales commitments in Asia secured in writing prior to July 15, 2018. POSCO Energy has ceased com munications with us .

On or about November 2, 2018, POSCO Energy served FuelCell Energy with an arbitration demand, initiating a proceeding to resolve various outstanding amountsbetween the  companies.  Although the  Company has made counterclaims and believes  it  has  valid  defenses,  we cannot  predict  the outcome of  this  or  any otherproceeding.

In light of recent developments with POSCO Energy, FuelCell Energy is evaluating all of its options with respect to its relationship and agreements with POSCOEnergy.  We cannot predict the outcome of any future discussions with POSCO Energy, if they occur, the future status or scope of our relationship with POSCOEnergy, whether  our  relationship  with  POSCO Energy  will  continue  in  the  future,  or  whether  we  will  become  involved  in  additional  mediations,  arbitrations,litigation or  other  proceedings with POSCO Energy,  what the costs  of  any such proceedings will  be or  the effect  of  such proceedings on the market.  Any suchproceedings could result in significant expense to us and adversely affect our business and financial condition and reputation in the market, whether or not suchproceedings are resolved in our favor. If our relationship with POSCO Energy ends, or continues on terms that are less favorable to us, or remains unresolved, ourefforts to access the South Korean and Asian markets, which are complex markets, may not be successful or may be limited, hindered or delayed.

If our goodwill and other intangible assets, long-lived assets, inventory or project assets become impaired, we may be required to record a significant charge toearnings.

We  may  be  required  to  record  a  significant  charge  to  operations  in  our  financial  statements  should  we  determine  that  our  goodwill,  in  process  research  anddevelopment (“IPR&D”), long-lived assets (i.e., property, plant and equipment), inventory, or project assets are impaired. Such a charge might have a significantimpact on our reported financial position and results of operations.

As required by accounting rules, we review our goodwill for impairment at least annually as of July 31 or more frequently if facts and circumstances indicate that itis  more  likely  than  not  that  the  fair  value  of  a  reporting  unit  that  has  goodwill  is  less  than  its  carrying  value.  Factors  that  may  be  considered  a  change  incircumstances indicating that the carrying value of our goodwill might not be recoverable include a significant decline in projections of future cash flows and lowerfuture growth rates in our industry. We review IPR&D for impairment on an annual basis as of July 31 or more frequently if facts and circumstances indicate thefair value is less than the carrying value. If the technology has been determined to be abandoned or not recoverable, we would be required to impair the asset. Wereview  inventory,  long-lived  assets  and  project  assets  for  impairment  whenever  events  or  changes  in  circumstances  indicate  the  carrying  amount  may  not  berecoverable. We consider a project commercially viable and recoverable if it is anticipated to be sellable for a profit,  or generates positive cash flows, once it iseither fully developed or fully constructed. If our projects are not considered commercially viable, we would be required to impair the respective project assets.

We have risks associated with high levels of inventory.

The  amount  of  total  inventory  as  of  October  31,  2018  and  2017  was  $53.6  million  and  $74.5  million,  respectively,  which  includes  work  in  process  inventorytotaling $29.1 million and $54.4 million, respectively. We previously reduced our production rate and have been operating at a lower level for a period of time inorder to deploy inventory to new projects and mitigate future increases in inventory. We recently announced that we are beginning to increase our production rateto  prior  levels.    There  is  no  guarantee,  however,  that  we  will  be  successful  in  deploying  our  existing  inventory  or  the  new  inventory  generated  by  increasedproduction. In addition, there are risks that our inventory could lose some or all of its value due to technological obsolescence, shifts in market demand or otherunexpected changes in industry conditions and circumstances. If we are unable to deploy our current inventory or new inventory consistent with our business plan,we may be required to sell it at a loss, abandon it or recycle it into different products. These actions would result in a significant charge to earnings. Such a chargemight have a significant impact on our financial position and results of operations.

34

 

Our advanced technologies contracts are subject to the risk of termination by the contracting party and we may not realize the full amounts allocated under thecontracts due to the lack of Congressional appropriations.

A portion of our fuel cell revenues has been derived from long-term cooperative agreements and other contracts with the U.S. Department of Energy and other U.S.government  agencies.  These  agreements  are  important  to  the  continued  development  of  our  technology  and  our  products.  We  also  contract  with  private  sectorcompanies under certain advanced technologies contracts to develop strategically important and complementary offerings.

Generally,  our government research and development contracts are subject to the risk of termination at the convenience of the contracting agency. Furthermore,these contracts, irrespective of the amounts allocated by the contracting agency, are subject to annual Congressional appropriations and the results of government oragency sponsored reviews and audits of our cost reduction projections and efforts. We can only receive funds under these contracts ultimately made available to usannually  by  Congress  as  a  result  of  the  appropriations  process.  Accordingly,  we  cannot  be  sure  whether  we  will  receive  the  full  amounts  awarded  under  ourgovernment  research  and  development  or  other  contracts.  Failure  to  receive  the  full  amounts  under  any of  our  government  research  and development  contractscould materially and adversely affect our business prospects, results of operations and financial condition.

A negative government audit could result in an adverse adjustment of our revenue and costs and could result in civil and criminal penalties.

Government agencies, such as the Defense Contract Audit Agency, routinely audit and investigate government contractors. These agencies review a contractor’sperformance under its contracts, cost structure, and compliance with applicable laws, regulations, and standards. If the agencies determine through these audits orreviews that we improperly allocated costs to specific contracts, they will not reimburse us for these costs. Therefore, an audit could result in adjustments to ourrevenue and costs.

Further, although we have internal controls in place to oversee our government contracts,  no assurance can be given that these controls are sufficient to preventisolated violations of applicable laws, regulations and standards. If the agencies determine that we or one of our subcontractors engaged in improper conduct, wemay be subject to civil or criminal penalties and administrative sanctions, payments, fines, and suspension or prohibition from doing business with the government,any of which could materially affect our results of operations and financial condition.

The U.S. government has certain rights relating to our intellectual property, including the right to restrict or take title to certain patents .

Multiple U.S. patents that we own have resulted from government-funded research and are subject to the risk of exercise of “march-in” rights by the government.March-in rights refer to the right of the U.S. government or a government agency to exercise its non-exclusive, royalty-free, irrevocable worldwide license to anytechnology developed under contracts funded by the government if the contractor fails to continue to develop the technology. These “march-in” rights permit theU.S. government to take title to these patents and license the patented technology to third parties if the contractor fails to utilize the patents. 

Our future success and growth is dependent on our market strategy.

We cannot assure you that we will enter into business relationships that are consistent with, or sufficient to support, our commercialization plans and our growthstrategy or that  these relationships will  be on terms favorable to us.    Even if  we enter  into these types of relationships,  we cannot assure you that  the businessassociates with whom we form relationships will focus adequate resources on selling our products or will be successful in selling them. Some of these arrangementshave  required  or  will  require  that  we  grant  exclusive  rights  to  certain  companies  in  defined  territories.  These  exclusive  arrangements  could  result  in  our  beingunable to enter into other arrangements at a time when the business associate with whom we form a relationship is not successful in selling our products or hasreduced its commitment to marketing our products. In addition, future arrangements may also include the issuance of equity and/or warrants to purchase our equity,which  may  have  an  adverse  effect  on  our  stock  price  and  would  dilute  our  existing  stockholders.  To  the  extent  we  enter  into  partnerships  or  other  businessrelationships,  the  failure  of  these  partners  or  other  business  associates  to  assist  us  with  the  deployment  of  our  products  may  adversely  affect  our  results  ofoperations and financial condition.

35

 

We depend on third party suppliers for the development and supply of key raw materials and components for our products.

We use various raw materials and components to construct a fuel cell module, including nickel and stainless steel which are critical to our manufacturing process.We also  rely  on  third-party  suppliers  for  the  balance-of-plant  components  in  our  products.  Suppliers  must  undergo  a  qualification  process,  which  takes  four  totwelve months. We continually evaluate new suppliers, and we are currently qualifying several new suppliers. There are a limited number of suppliers for some ofthe key components of our products.  A supplier’s  failure to develop and supply components in a timely manner or to supply components that  meet our quality,quantity  or  cost  requirements  or  our  technical  specifications,  or  our  inability  to  obtain  alternative  sources  of  these  components  on  a  timely  basis  or  on  termsacceptable  to  us  could  harm our  ability  to  manufacture  our  SureSource  products.  In  addition,  to  the  extent  the  processes  that  our  suppliers  use  to  manufacturecomponents are proprietary, we may be unable to obtain comparable components from alternative suppliers.

We do not know whether we will be able to maintain long-term supply relationships with our critical suppliers, or secure new long-term supply relationships, orwhether such relationships will be on terms that will allow us to achieve our objectives. Our business prospects, results of operations and financial condition couldbe harmed if we fail to secure long-term relationships with entities that will supply the required components for our SureSource products.

We depend on our intellectual property, and our failure to protect that intellectual property could adversely affect our future growth and success.

Failure  to  protect  our  existing intellectual  property  rights  may result  in  the  loss  of  our  exclusivity  or  the  right  to  use our  technologies.  If  we do not  adequatelyensure  our  freedom  to  use  certain  technology,  we  may  have  to  pay  others  for  rights  to  use  their  intellectual  property,  pay  damages  for  infringement  ormisappropriation,  or  be  enjoined  from using  such  intellectual  property.  We rely  on  patent,  trade  secret,  trademark  and  copyright  law to  protect  our  intellectualproperty. In addition, we have licensed our carbonate fuel cell manufacturing intellectual property to POSCO Energy, and we depend on POSCO Energy to alsoprotect  our  intellectual  property  rights  as  licensed.  As  of  October  31,  2018,  we,  excluding  our  subsidiaries,  had  93  U.S.  patents  and  137  patents  in  otherjurisdictions covering our fuel cell technology (in certain cases covering the same technology in multiple jurisdictions), with patents directed to various aspects ofour  SureSource  technology,  SOFC technology,  PEM fuel  cell  technology and applications  thereof.  As of  October  31,  2018,  we also  had 54 patent  applicationspending  in  the  U.S.  and  125  patent  applications  pending  in  other  jurisdictions.  Our  U.S.  patents  will  expire  between  2019  and  2036,  and  the  current  averageremaining  life  of  our  U.S.  patents  is  approximately  9.0  years.  Our  subsidiary,  Versa  Power  Systems,  Ltd.,  as  of  October  31,  2018,  had  36  U.S.  patents  and  76international  patents  covering  the  SOFC technology  (in  certain  cases  covering  the  same  technology  in  multiple  jurisdictions),  with  an  average  remaining  U.S.patent  life  of  approximately  6.3  years.  As  of  October  31,  2018,  Versa  Power  Systems,  Ltd.  also  had  three  pending  U.S.  patent  applications  and  14  patentapplications pending in other jurisdictions. In addition, as of October 31, 2018, our subsidiary, FuelCell Energy Solutions, GmbH, had license rights to two U.S.patents and seven patents outside the U.S. for carbonate fuel cell technology licensed from Fraunhofer IKTS.

Some of our intellectual property is not covered by any patent or patent application and includes trade secrets and other know-how that is not able to be patented,particularly as it relates to our manufacturing processes and engineering design. In addition, some of our intellectual property includes technologies and processesthat may be similar to the patented technologies and processes of third parties. If we are found to be infringing third-party patents, we do not know whether we willbe able to obtain licenses to use such patents on acceptable terms, if at all. Our patent position is subject to complex factual and legal issues that may give rise touncertainty as to the validity, scope, and enforceability of a particular patent.

We cannot assure you that any of the U.S. or international patents owned by us or other patents that third parties license to us will not be invalidated, circumvented,challenged, rendered unenforceable or licensed to others, or that any of our pending or future patent applications will be issued with the breadth of claim coveragesought by us, if issued at all. In addition, effective patent, trademark, copyright and trade secret protection may be unavailable, limited or not applied for in certainforeign countries.

36

 

We  also  seek  to  protect  our  proprietary  intellectual  property,  including  intellectual  property  that  may  not  be  patented  or  able  to  be  patented,  in  part  byconfidentiality agreements and, if applicable, inventors’ rights agreements with our subcontractors, vendors, suppliers, consultants, strategic business associates andemployees.  We  cannot  assure  you  that  these  agreements  will  not  be  breached,  that  we  will  have  adequate  remedies  for  any  breach  or  that  such  persons  orinstitutions will  not  assert  rights  to intellectual  property arising out of these relationships.  Certain of our intellectual  property has been licensed to us on a non-exclusive basis from third parties that may also license such intellectual property to others, including our competitors. If our licensors are found to be infringingthird-party patents, we do not know whether we will be able to obtain licenses to use the intellectual property licensed to us on acceptable terms, if at all.

If necessary or desirable, we may seek extensions of existing licenses or further licenses under the patents or other intellectual property rights of others. However,we can give no assurances that we will obtain such extensions or further licenses or that the terms of any offered licenses will be acceptable to us. The failure toobtain a license from a third party for intellectual property that we use at present could cause us to incur substantial liabilities, and to suspend the manufacture orshipment of products or our use of processes requiring the use of that intellectual property.

While we are not currently engaged in any intellectual property litigation, we could become subject to lawsuits in which it  is alleged that we have infringed theintellectual  property  rights  of  others  or  commence  lawsuits  against  others  who we believe  are  infringing  our  rights  or  violating  their  agreements  to  protect  ourintellectual property. Our involvement in intellectual property litigation could result in significant expense to us, adversely affecting the development of sales of thechallenged product or intellectual  property and diverting the efforts of our technical and management personnel,  whether or not that litigation is resolved in ourfavor.

Our future success will depend on our ability to attract and retain qualified management, technical, and other personnel.

Our  future  success  is  substantially  dependent  on  the  continued  services  and  performance  of  our  executive  officers  and  other  key  management,  engineering,scientific,  manufacturing  and  operating  personnel,  particularly  Arthur  Bottone,  our  Chief  Executive  Officer.  The  loss  of  the  services  of  any  executive  officer,including Mr. Bottone, or other key management, engineering, scientific, manufacturing and operating personnel, could materially adversely affect our business.Our ability to achieve our commercialization plans and to increase production at our manufacturing facility in the future will also depend on our ability to attractand retain additional qualified management, technical, manufacturing and operating personnel. Recruiting personnel for the fuel cell industry is competitive. We donot know whether we will be able to attract or retain additional qualified management, technical, manufacturing and operating personnel. Our inability to attractand retain additional qualified management, technical, manufacturing and operating personnel, or the departure of key employees, could materially and adverselyaffect  our  development,  commercialization  and  manufacturing  plans  and,  therefore,  our  business  prospects,  results  of  operations  and  financial  condition.  Inaddition,  our  inability  to  attract  and  retain  sufficient  management,  technical,  manufacturing  and  operating  personnel  to  quickly  increase  production  at  ourmanufacturing facility when and if needed to meet increased demand may adversely impact our ability to respond rapidly to any new product, growth or revenueopportunities.

Our management may be unable to manage rapid growth effectively.

Our  fiscal  year  2019  plan  calls  for  an  increase  to  our  annual  production  rate.    We  may  further  rapidly  expand  our  facilities  and  manufacturing  capabilities,accelerate the commercialization of our products and enter a period of rapid growth, which will place a significant strain on our senior management team and ourfinancial  and other resources.  Any expansion may expose us to increased competition,  greater  overhead,  marketing and support  costs  and other risks associatedwith the commercialization of a new product.  We would need to obtain sufficient backlog in order to maintain the use of the expanded capacity.  Our ability tomanage rapid growth effectively will require us to continue to secure adequate sources of capital and financing, improve our operations, improve our financial andmanagement information systems and train, motivate and manage our employees. Difficulties in effectively managing issues presented by such a rapid expansioncould harm our business prospects, results of operations and financial condition.

37

 

We may be affected by environmental and other governmental regulation.

We are subject to various federal, state and local laws and regulations relating to, among other things, land use, safe working conditions, handling and disposal ofhazardous  and  potentially  hazardous  substances  and  emissions  of  pollutants  into  the  atmosphere.  In  addition,  it  is  possible  that  industry-specific  laws  andregulations will be adopted covering matters such as transmission scheduling, distribution, emissions, and the characteristics and quality of our products, includinginstallation and servicing. These regulations could limit the growth in the use of carbonate fuel cell products, decrease the acceptance of fuel cells as a commercialproduct and increase our costs and, therefore, the price of our products. Accordingly, compliance with existing or future laws and regulations could have a materialadverse effect on our business prospects, results of operations and financial condition.

Utility companies may resist the adoption of distributed generation and could impose customer fees or interconnection requirements on our customers thatcould make our products less desirable.

Investor-owned  utilities  may  resist  adoption  of  distributed  generation  fuel  cell  plants  as  such  plants  are  disruptive  to  the  utility  business  model  that  primarilyutilizes large central generation power plants and associated transmission and distribution. On-site distributed generation that is on the customer-side of the electricmeter competes with the utility. Distributed generation on the utility-side of the meter generally has power output that is significantly less than central generationpower plants and may be perceived by the utility as too small to materially impact its business, limiting its interest. Additionally, perceived technology risk maylimit utility interest in stationary fuel cell power plants.

Utility companies commonly charge fees to larger, industrial customers for disconnecting from the electric grid or for having the capacity to use power from theelectric  grid  for  back  up  purposes.  These  fees  could  increase  the  cost  to  our  customers  of  using  our  SureSource  products  and  could  make  our  products  lessdesirable, thereby harming our business prospects, results of operations and financial condition.

We could be liable for environmental damages resulting from our research, development or manufacturing operations.

Our business exposes us to the risk of harmful substances escaping into the environment, resulting in personal injury or loss of life, damage to or destruction ofproperty, and natural resource damage. Depending on the nature of the claim, our current insurance policies may not adequately reimburse us for costs incurred insettling environmental damage claims, and in some instances, we may not be reimbursed at all. Our business is subject to numerous federal, state, and local lawsand  regulations  that  govern  environmental  protection  and  human  health  and  safety.  We  believe  that  our  businesses  are  operating  in  compliance  in  all  materialrespects with applicable environmental laws, however, these laws and regulations have changed frequently in the past and it is reasonable to expect additional andmore stringent changes in the future.

Our operations may not comply with future laws and regulations and we may be required to make significant unanticipated capital and operating expenditures. Ifwe fail to comply with applicable environmental laws and regulations, governmental authorities may seek to impose fines and penalties on us or to revoke or denythe issuance or renewal of operating permits and private parties may seek damages from us. Under those circumstances, we might be required to curtail or ceaseoperations, conduct site remediation or other corrective action, or pay substantial damage claims.

Our products use inherently dangerous, flammable fuels, operate at high temperatures and use corrosive carbonate material, each of which could subject ourbusiness to product liability claims.

Our business  exposes  us  to  potential  product  liability  claims  that  are  inherent  in  products  that  use  hydrogen.  Our  products  utilize  fuels  such as  natural  gas  andconvert these fuels internally to hydrogen that is used by our products to generate electricity. The fuels we use are combustible and may be toxic. In addition, ourSureSource  products  operate  at  high  temperatures  and  use  corrosive  carbonate  material,  which  could  expose  us  to  potential  liability  claims.  Although  we  haveincorporated a robust design and redundant safety features in our power plants, have established comprehensive safety, maintenance, and training programs, followthird-party certification protocols, codes and standards, and do not store natural gas or hydrogen at our power plants, we cannot guarantee that there will not beaccidents.  Any  accidents  involving  our  products  or  other  hydrogen-using  products  could  materially  impede  widespread  market  acceptance  and  demand  for  ourproducts. In addition, we might be held responsible for damages beyond the scope of our insurance coverage. We also cannot predict whether we will be able tomaintain adequate insurance coverage on acceptable terms.

38

 

We are subject to risks inherent in international operations.

Since  we  market  our  products  both  inside  and  outside  the  U.S.,  our  success  depends  in  part  on  our  ability  to  secure  international  customers  and  our  ability  tomanufacture  products  that  meet  foreign  regulatory  and  commercial  requirements  in  target  markets.  Sales  to  customers  located  outside  the  U.S.  accounts  for  asignificant portion of our consolidated revenue. Sales to customers in South Korea represent the majority of our international sales. We have limited experiencedeveloping and manufacturing our products to comply with the commercial  and legal requirements of international  markets.  In addition,  we are subject  to tariffregulations  and  requirements  for  export  licenses,  particularly  with  respect  to  the  export  of  some  of  our  technologies.  We  face  numerous  challenges  in  ourinternational  expansion,  including  unexpected  changes  in  regulatory  requirements  and  other  geopolitical  risks,  fluctuations  in  currency  exchange  rates,  longeraccounts receivable requirements and collections, greater bonding and security requirements, difficulties in managing international operations, potentially adversetax  consequences,  restrictions  on  repatriation  of  earnings  and  the  burdens  of  complying  with  a  wide  variety  of  international  laws.  Any  of  these  factors  couldadversely affect our results of operations and financial condition.

We source raw materials and parts for our products on a global basis, which subjects us to a number of potential risks, including the impact of export duties andquotas,  trade  protection  measures  imposed  by  the  U.S.  and  other  countries  including  tariffs,  potential  for  labor  unrest,  changing  global  and  regional  economicconditions and current and changing regulatory environments. Changes to these factors may have an adverse effect on our ability to source raw materials and partsin line with our current cost structure.

Although our reporting currency is the U.S. dollar, we conduct our business and incur costs in the local currency of most countries in which we operate. As a result,we are subject to currency translation and transaction risk. Changes in exchange rates between foreign currencies and the U.S. dollar could affect our net sales andcost of sales and could result in exchange gains or losses. We cannot accurately predict the impact of future exchange rate fluctuations on our results of operations.

We  could  also  expand  our  business  into  new  and  emerging  markets,  many  of  which  have  an  uncertain  regulatory  environment  relating  to  currency  policy.Conducting  business  in  such  markets  could  cause  our  exposure  to  changes  in  exchange  rates  to  increase,  due  to  the  relatively  high  volatility  associated  withemerging  market  currencies  and  potentially  longer  payment  terms  for  our  proceeds.  Our  ability  to  hedge  foreign  currency  exposure  is  dependent  on  our  creditprofile with financial institutions that are willing and able to do business with us. Deterioration in our credit position or a significant tightening of the credit marketconditions could limit our ability to hedge our foreign currency exposure; and therefore, result in exchange gains or losses.

Exports of certain of our products are subject to various export control regulations and may require a license or permission from the U.S. Department of State,the U.S. Department of Energy or other agencies.

As an exporter, we must comply with various laws and regulations relating to the export of products, services and technology from the U.S. and other countrieshaving jurisdiction over our operations. We are subject to export control laws and regulations, including the International Traffic in Arms Regulation (“ITAR”), theExport Administration Regulation (“EAR”), and the Specially Designated Nationals and Blocked Persons List, which generally prohibit U.S. companies and theirintermediaries from exporting certain products, importing materials or supplies, or otherwise doing business with restricted countries, businesses or individuals, andrequire  companies  to  maintain  certain  policies  and  procedures  to  ensure  compliance.  We are  also  subject  to  the  Foreign  Corrupt  Practices  Act  which  prohibitsimproper payments to foreign governments and their officials by U.S. and other business entities. Under these laws and regulations, U.S. companies may be heldliable for their actions and actions taken by their strategic or local partners or representatives. If we, or our intermediaries, fail to comply with the requirements ofthese laws and regulations, or similar laws of other countries, governmental authorities in the United States or elsewhere, as applicable, could seek to impose civiland/or criminal penalties, which could damage our reputation and have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations.

We are also subject to registration under the U.S. State Department’s Directorate of Defense Trade Controls (“DDTC”). Due to the nature of certain of our productsand technology, we must obtain licenses or authorizations from various U.S. government agencies such as DDTC or DOE, before we are permitted to sell  suchproducts or license such technology outside of the U.S. We can give no assurance that we will continue to be successful in

39

 

obtaining the necessary licenses or authorizations or that certain sales will not be prevented or delayed. Any significant impairment of our ability to sell products orlicense technology outside of the U.S. could negatively impact our results of operations, financial condition or liquidity.

We depend on strategic relationships with third parties, and the terms and enforceability of many of these relationships are not certain.

We have entered into strategic relationships with third parties for the design, product development, sale and service of our existing products and products underdevelopment,  some of  which may not  have been documented by a  definitive  agreement  and others  of  which may require  renewal.  The terms and conditions  ofmany of these relationships allow for termination by the third parties. Termination or expiration of any of these relationships could adversely affect our ability todesign,  develop  and  distribute  these  products  to  the  marketplace.  We  cannot  assure  you  that  we  will  be  able  to  successfully  negotiate  and  execute  definitiveagreements or renewals with any of these third parties, and failure to do so may effectively terminate the relevant relationship.

If we fail to maintain an effective system of internal controls, we may not be able to accurately report our financial results or prevent fraud, which could harmour brand and operating results.

Effective  internal  controls  are  necessary  for  us  to  provide  reliable  and  accurate  financial  reports  and  effectively  prevent  fraud.  We  have  devoted  significantresources and time to comply with the internal control over financial reporting requirements of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. In addition, Section 404 under theSarbanes-Oxley Act of 2002 requires that we assess, and that our auditors attest to, the design and operating effectiveness of our controls over financial reporting.Our compliance with the annual internal control report requirement for each fiscal year will depend on the effectiveness of our financial reporting and data systemsand controls.  Inferior  internal  controls could cause investors to lose confidence in our reported financial  information,  which could have a negative effect  on thetrading price of our stock and our access to capital.

We are increasingly dependent on information technology, and disruptions, failures or security breaches of our information technology infrastructure couldhave a material adverse effect on our operations. In addition, increased information technology security threats and more sophisticated computer crime pose arisk to our systems, networks, products and services.

We rely on information technology networks and systems, including the Internet, to process, transmit and store electronic and financial information and to managea variety of business processes and activities, including communication with power plants owned by us or our customers and production, manufacturing, financial,logistics,  sales,  marketing  and  administrative  functions.    Additionally,  we  collect  and  store  data  that  is  sensitive  to  us  and  to  third  parties  .    Operating  theseinformation technology networks and systems and processing and maintaining this data, in a secure manner, are critical to our business operations and strategy. Wedepend  on  our  information  technology  infrastructure  to  communicate  internally  and  externally  with  employees,  customers,  suppliers  and  others.  We  also  useinformation technology networks and systems to comply with regulatory, legal and tax requirements and to operate our fuel cell power plants. These informationtechnology systems, many of which are managed by third parties or used in connection with shared service centers, may be susceptible to damage, disruptions orshutdowns due to  failures  during the  process  of  upgrading or  replacing  software,  databases  or  components  thereof,  power  outages,  hardware  failures,  computerviruses, attacks by computer hackers or other cybersecurity risks, telecommunication failures, user errors, natural disasters, terrorist attacks or other catastrophicevents. If any of our significant information technology systems suffer severe damage, disruption or shutdown, and our disaster recovery and business continuityplans  do not  effectively  resolve  the  issues  in  a  timely  manner,  our  product  sales,  financial  condition  and results  of  operations  may be  materially  and adverselyaffected, and we could experience delays in reporting our financial results, or our fuel cell power plant operations may be disrupted, exposing us to performancepenalties under our contracts with customers.

In addition, information technology security threats – from user error to cybersecurity attacks designed to gain unauthorized access to our systems, networks anddata  –  are  increasing  in  frequency  and  sophistication.    Cybersecurity  attacks  may  range  from  random  attempts  to  coordinated  and  targeted  attacks,  includingsophisticated  computer  crime  and  advanced  persistent  threats.    These  threats  pose  a  risk  to  the  security  of  our  systems  and  networks  and  the  confidentiality,availability  and  integrity  of  our  data.  Cybersecurity  attacks  could  also  include  attacks  targeting  customer  data  or  the  security,  integrity  and/or  reliability  of  thehardware and software installed in our products.  We

40

 

have experienced cybersecurity attacks that have resulted in unauthorized parties gaining access to our information technology systems and networks, and we couldin the future experience similar attacks.  However, to date, no cybersecurity attack has had a material  impact on our financial condition, results of operations orliquidity.    While  we actively  manage  information  technology security  risks  within  our  control,  there  can  be  no assurance  that  such actions will  be sufficient  tomitigate all potential risks to our systems, networks and data.  In addition to the direct potential financial risk as we continue to build, own and operate generationassets, other potential consequences of a material cybersecurity attack include reputational damage, litigation with third parties, disruption to systems, unauthorizedrelease of confidential or otherwise protected information, corruption of data, diminution in the value of our investment in research, development and engineering,and  increased  cybersecurity  protection  and  remediation  costs,  which  in  turn  could  adversely  affect  our  competitiveness,  results  of  operations  and  financialcondition. The amount of insurance coverage we maintain may be inadequate to cover claims or liabilities relating to a cybersecurity attack.   

Litigation could expose us to significant costs and adversely affect our business, financial condition, and results of operations.

We  are,  or  may  become,  party  to  various  lawsuits  and  claims  arising  in  the  ordinary  course  of  business,  which  may  include  lawsuits  or  claims  relating  tocommercial liability, product recalls, product liability, product claims, employment matters, environmental matters, or other aspects of our business. Litigation isinherently unpredictable, and although we may believe we have meaningful defenses in these matters, we may incur judgments or enter into settlements of claimsthat could have a material adverse effect on our business, financial condition, and results of operations. The costs of responding to or defending litigation may besignificant and may divert the attention of management away from our strategic objectives. There may also be adverse publicity associated with litigation that maydecrease customer confidence in our business, regardless of whether the allegations are valid or whether we are ultimately found liable. As a result, litigation mayhave a material adverse effect on our business, financial condition, and results of operations.

Our results of operations could vary as a result of changes to our accounting policies or the methods, estimates and judgments we use in applying ouraccounting policies.

The methods, estimates and judgments we use in applying our accounting policies have a significant impact on our results of operations. Such methods, estimatesand judgments are, by their nature, subject to substantial risks, uncertainties and assumptions, and factors may arise over time that could lead us to reevaluate ourmethods, estimates and judgments.

In future periods, management will continue to reevaluate its estimates for contract margins, service agreements, loss accruals, warranty, performance guarantees,liquidated damages and inventory valuation allowances. Changes in those estimates and judgments could significantly affect our results of operations and financialcondition. We will also adopt changes required by the Financial Accounting Standards Board and the Securities and Exchange Commission (“SEC”).

Our stock price has been and could remain volatile.

The market price for our common stock has been and may continue to be volatile and subject to extreme price and volume fluctuations in response to market andother factors, including the following, some of which are beyond our control:

  • failure to meet commercialization milestones;

  • failure to win contracts through competitive bidding processes;

  • the loss of a major customer;

  • variations in our quarterly operating results from the expectations of securities analysts or investors;

  • downward revisions in securities analysts’ estimates or changes in general market conditions;

  • changes in the securities analysts that cover us or failure to regularly publish reports;

41

 

  • announcements of technological innovations or new products or services by us or our competitors;

  • announcements by us or our competitors of significant acquisitions, strategic partnerships, joint ventures or capital commitments;

  • additions or departures of key personnel;

  • investor perception of our industry or our prospects;

  • insider selling or buying;

  • demand for our common stock;

  • general technological or economic trends; and

  • changes  in  United  States  or  foreign  political  environment  and  the  passage  of  laws,  including,  tax,  environmental  or  other  laws,  affecting  theproduct development business.

In  the  past,  following  periods  of  volatility  in  the  market  price  of  their  stock,  many  companies  have  been  the  subject  of  securities  class  action  litigation.  If  webecame involved in securities  class action litigation in the future,  it  could result  in substantial  costs  and diversion of management’s  attention and resources andcould harm our stock price, business prospects, results of operations and financial condition.

Provisions of Delaware and Connecticut law and of our certificate of incorporation and by-laws and our outstanding securities may make a takeover moredifficult.

Provisions in our certificate of incorporation and by-laws and in Delaware and Connecticut corporate law may make it difficult and expensive for a third-party topursue  a  tender  offer,  change  in  control  or  takeover  attempt  that  is  opposed  by  our  management  and  board  of  directors.  In  addition,  certain  provisions  of FCEFuelCell Energy Ltd.’s (“FCE Ltd.”) Class A Cumulative Redeemable Exchangeable Preferred Shares (“Series 1 Preferred Shares”), our 5% Series B CumulativeConvertible  Perpetual  Preferred  Stock (“Series  B Preferred  Stock”  and such shares,  the  “Series  B Preferred  Shares”),  our  Series  C Convertible  Preferred  Stock(“Series C Preferred Stock” and such shares, the “Series C Preferred Shares”), and our Series D Convertible Preferred Stock (“Series D Preferred Stock” and suchshares, the “Series D Preferred Shares”) could make it more difficult  or more expensive for a third party to acquire us. Public stockholders who might desire toparticipate in such a transaction may not have an opportunity to do so. These anti-takeover provisions could substantially impede the ability of public stockholdersto benefit from a change in control or change in our management and board of directors.

Our amended and restated by-laws provide that the Court of Chancery of the State of Delaware is the exclusive forum for substantially all disputes between usand our stockholders, which could limit our stockholders’ ability to obtain a judicial forum deemed favorable by the stockholder for disputes with us or ourdirectors, officers or employees.

Our amended  and restated  by-laws  provide  that  the  Court  of  Chancery  of  the  State  of  Delaware  is  the  exclusive  forum for  any  derivative  action  or  proceedingbrought on our behalf, any action asserting a breach of fiduciary duty, any action asserting a claim against us arising pursuant to the Delaware General CorporationLaw, our certificate  of  incorporation or our amended and restated by-laws,  any action to interpret,  apply,  enforce,  or  determine the validity of  our certificate  ofincorporation or amended and restated by-laws, or any action asserting a claim against  us that  is  governed by the internal  affairs  doctrine.  The choice of forumprovision may limit a stockholder ’ s ability to bring a claim in a judicial forum that the stockholder finds favorable for disputes against us or our directors, officersor other employees, which may discourage such lawsuits against us and our directors, officers and other employees. Alternatively, if a court were to find the choiceof forum provision contained in our amended and restated by-laws to be inapplicable or unenforceable in an action, we may incur additional costs associated withresolving such action in other jurisdictions, which could adversely affect our business and financial condition.

42

 

The implementation of our business plan and strategy will require additional capital.

The implementation of our business plan and strategy requires additional capital. If we are unable to raise additional capital in the amounts required, or at all, wewill not be able to successfully implement our business plan and strategy. There can be no guarantee that we will be able to raise such additional capital at the timesrequired or in the amounts required for the implementation of our business plan and strategy. In addition, the recent change to a more capital-intensive businessmodel increases the risks of our being able to successfully implement our plans, if we do not raise additional capital in the amounts required. If we are unable toraise additional capital, our business, operations and prospects could be materially and adversely affected.

We will need to raise additional capital, and such capital may not be available on acceptable terms, if at all. If we do raise additional capital utilizing equity,existing stockholders will suffer dilution. If we do not raise additional capital, our business could fail or be materially and adversely affected.

We will need to raise additional funds in debt and equity financings, and these funds may not be available to us when we need them or on acceptable terms, if at all.Such  additional  financings  could  be  significant.  If  we  raise  additional  funds  through  further  issuances  of  our  common  stock,  or  securities  convertible  orexchangeable  into shares of  our common stock,  into the public  market,  including shares of our common stock issued upon exercise of  options or warrants,  youcould suffer significant dilution, and any new equity securities we issue could have rights, preferences and privileges superior to those of our then-existing capitalstock. Any debt financing secured by us in the future could involve restrictive covenants relating to our capital raising activities and other financial and operationalmatters, which may make it more difficult for us to obtain additional capital and to pursue business opportunities. If we cannot raise additional funds when we needthem, our business and prospects could fail or be materially and adversely affected. In addition, if additional funds are not secured in the future, we will have tomodify, reduce, defer or eliminate parts of our present and anticipated future projects.

Future sales of substantial amounts of our common stock could affect the market price of our common stock.

Future  sales  of  substantial  amounts  of  our  common  stock,  or  securities  convertible  or  exchangeable  into  shares  of  our  common  stock,  into  the  public  market,including shares of our common stock issued upon exercise of options or warrants, or perceptions that those sales could occur, could adversely affect the prevailingmarket price of our common stock and our ability to raise capital in the future.

We may be subject to actions for rescission or damages or other penalties in connection with certain sales of shares of our common stock in the open market.

Between August 2005 and April 2017, we sold shares of our common stock pursuant to a series of “ at-the-market ” sales plans. The shares sold pursuant to thesesales plans represented a portion of the shares registered by us pursuant to shelf registration statements we filed with the SEC during this time period. While wereported the actual shares sold and proceeds, net of fees, of sales made during each fiscal quarter pursuant to the sales plans in our annual and quarterly reports onForms 10-K and 10-Q, we did not file or deliver prospectus supplements at the time of or prior to making these sales. Accordingly, these sales may not have beenin compliance with applicable federal and/or state securities laws, and the purchasers of such shares may have rescission rights or claims for damages. In addition,to the extent that these sales were not in compliance with applicable federal and/or state securities laws, we may be subject to penalties imposed by the SEC and/orstate securities agencies. We have reported these sales to the SEC, and in response to our report, the SEC has opened an informal investigation of these sales. Ifpurchasers successfully seek rescission and/or damages, and/or the SEC and/or state securities agencies impose financial penalties on us which are not covered byinsurance, we may not have sufficient resources to make the necessary payments, and any such claims, damages or penalties could have a material adverse effecton our  stock price,  business  prospects,  results  of  operations,  and financial  condition.  Although we believe we would have defenses  to  such claims or  actions  ifbrought, we are unable to predict the likelihood of any claims or actions being brought against us, or the amount of any damages or financial penalties which couldbe sought against us, or the extent to which any such financial exposure would be covered by insurance.  

43

 

The rights of the Series 1 Preferred Shares and the Series B Preferred Stock could negatively impact our cash flows and could dilute the ownership interest ofour stockholders.

The terms of the Series 1 Preferred Shares issued by FCE Ltd. provide rights to the holder, Enbridge Inc. (“Enbridge”), which could negatively impact us.

The provisions of the Series 1 Preferred Shares require that FCE Ltd. make annual payments totaling Cdn. $1,250,000, including (i) annual dividend payments ofCdn.  $500,000  and  (ii)  annual  return  of  capital  payments  of  Cdn.  $750,000.  These  payments  will  end  on  December  31,  2020.  Additional  dividends  accrue  oncumulative unpaid dividends at a 1.25% quarterly rate, compounded quarterly, until payment thereof. On December 31, 2020, the amount of all accrued and unpaiddividends on the Series 1 Preferred Shares of Cdn. $21.1 million and the balance of the principal redemption price of Cdn. $4.4 million must be paid to the holdersof  the  Series  1  Preferred  Shares.  FCE Ltd.  has  the  option  of  making  dividend  payments  in  the  form of  common stock  or  cash  under  the  terms  of  the  Series  1Preferred Shares.

We are also required to issue common stock to the holder of the Series 1 Preferred Shares if and when the holder exercises its conversion rights. The number ofshares of common stock that we may issue upon conversion could be significant and dilutive to our existing stockholders. For example, assuming the holder of theSeries 1 Preferred Shares exercises its conversion rights after July 31, 2020 and assuming our common stock price is $0.85 (our common stock closing price onOctober 31, 2018), and an exchange rate of U.S. $1.00 to Cdn. $1.31 (exchange rate on October 31, 2018) at the time of conversion, we would be required to issueapproximately 4,192,221 shares of our common stock.

The terms of the Series B Preferred Stock also provide rights to their holders that could negatively impact us. Holders of the Series B Preferred Stock are entitled toreceive cumulative dividends at the rate of $50 per share per year, payable either in cash or in shares of our common stock. To the extent the dividend is paid inshares, additional issuances could be dilutive to our existing stockholders and the sale of those shares could have a negative impact on the price of our commonstock.  A  share  of  our  Series  B  Preferred  Stock  may  be  converted  at  any  time,  at  the  option  of  the  holder,  into  7.0922  shares  of  our  common  stock  (which  isequivalent  to  an  initial  conversion  price  of  $141  per  share),  plus  cash  in  lieu  of  fractional  shares.  Furthermore,  the  conversion  rate  applicable  to  the  Series  BPreferred Stock is subject to additional adjustment upon the occurrence of certain events. 

Conversion of all of the Series D Preferred Shares is contingent upon stockholder approval.

Pursuant  to  the  requirements  of  Nasdaq  Listing  Rule  5635(d),  the  Series  D  Preferred  Shares  may  not  be  converted  or  redeemed  by  payment  of  shares  of  ourcommon stock if such conversion or redemption would cause us to issue a number of shares equal to 20% or more of our outstanding voting stock as of the date ofthe issuance of the Series D Preferred Shares, until our stockholders approve the issuance of the common stock underlying the Series D Preferred Shares. We haveagreed  to  file  a  proxy  statement  with  the  SEC  for  the  purpose  of  having  our  stockholders  vote  on  a  proposal  to  approve  such  issuances  (such  approval,  the“Requisite  Stockholder  Approval”),  and further  agreed to  hold such stockholders’  meeting by no later  than April  30,  2019.  Our stockholders  may reject  such aproposal, which would impact our ability to make payments in the form of common stock pursuant to the amortization provisions of the Series D Preferred Sharesand would require us to make such payments in cash.

We may not be able to make cash payments to redeem the Series C Preferred Shares and the Series D Preferred Shares.

We have the obligation to make bimonthly redemption payments on the Series C Preferred Shares and Series D Preferred Shares commencing on November 1,2017 and December 1, 2018, respectively. These mandatory redemption payments may each be made, at our option, in cash or in shares of our common stock or ina combination of cash and shares of our common stock, except that our right to make payment in shares of common stock is dependent upon our satisfying certainequity conditions, unless such conditions are waived by the holders of the Series C Preferred Shares or the Series D Preferred Shares, as applicable. Among otherthings,  these  equity  conditions  include  our  continued  listing  on  The  Nasdaq  Global  Market  or  another  permitted  exchange  and  our  stock  maintaining  certainminimum  average  prices  and  trading  volumes  during  the  applicable  measurement  period.  In  addition,  the  Series  D  Preferred  Shares  may  not  be  converted  orredeemed by payment of shares of our common stock if such conversion or redemption would cause us to issue a number of shares equal to 20% or more of ouroutstanding voting stock as of

44

 

the  date  of  the  issuance  of  the  Series  D  Preferred  Shares,  until  our  stockholders  approve  the  issuance  of  the  common  stock  underlying  the  Series  D  PreferredShares. If we cannot satisfy the equity conditions, or, with respect to the Series D Preferred Shares, if our stockholders do not approve the issuance of a number ofshares equal to 20% or more of our outstanding voting stock as of the date of issuance of the Series D Preferred Shares, we will not be able to make or will belimited in our ability to make (as applicable) our bimonthly mandatory redemption payments in stock, and we would be forced to make such bimonthly payments incash. We may not have sufficient cash resources at the applicable time to make those cash payments, or to make such cash payments in full. In addition, certainsuch cash payments may not permitted under the terms of our existing or future indebtedness or may cause us to fail to satisfy financial maintenance covenants.

Further, any failure to pay any amounts due to the holders of the Series C Preferred Shares and/or the Series D Preferred Shares, as well as certain other “triggeringevents,” including, without limitation, our failure to timely deliver shares, our suspension of trading, our failure to keep reserved for issuance an adequate numberof  shares  of  common stock to  cover  conversion  of  the  Series  C Preferred  Shares  and Series  D Preferred  Shares,  and breaches  of  certain  covenants  that  are  nottimely cured, where a cure period is permitted, would permit the holders of the Series C Preferred Shares and/or Series D Preferred Shares (as applicable) to requireus to redeem such Series C Preferred Shares and/or Series D Preferred Shares (as applicable), in cash at a price equal to the greater of (i) 125% of the stated valueof the Series C Preferred Shares or Series D Preferred Shares being redeemed, as the case may be, plus accrued dividends, if any, and (ii) the market value of thenumber of shares issuable on conversion of the Series C Preferred Shares or Series D Preferred Shares, as the case may be, valued at the greatest closing sales priceduring the period from the date immediately before the triggering event through the date we make the redemption payment. However, if we are actually delistedfrom The Nasdaq Global Market, without obtaining a listing on another national securities exchange, it would constitute a “ triggering event ” under the Certificateof  Designations,  Preferences  and  Rights  of  the  Series  C  Preferred  Stock  of  FuelCell  Energy  (the  “Series  C  Certificate  of  Designations”)  and  the Certificate ofDesignations, Preferences and Rights of the Series D Preferred Stock of FuelCell Energy (the “Series D Certificate of Designation”) and would also cause a failureof the equity conditions that must be satisfied in order for us to make redemptions payments in shares of our common stock. Thus, if we fail to maintain trading orlisting, as applicable, or if for any other reason we are required to repurchase the Series C Preferred Shares and/or the Series D Preferred Shares in cash prior tomaturity, no assurance can be given that we would have the cash or financial resources available to us to make such a payment (or that we would be permitted tomake such a payment under the terms of our indebtedness), and such an acceleration could have a material adverse effect on our business, results of operations andfinancial condition.

The Series B Preferred Stock, Series C Preferred Shares and Series D Preferred Shares rank senior to our common stock with respect to payments uponliquidation, dividends, and distributions.

The rights of the holders of the Series B Preferred Stock, Series C Preferred Shares and Series D Preferred Shares rank senior to the obligations to our commonstockholders. Upon our liquidation, t he holders of Series B Preferred Stock are entitled to receive $1,000.00 per share plus all accumulated and unpaid dividends.Until the holders of Series B Preferred Stock receive their Liquidation Preference in full, no payment will be made on any junior shares, including our Series CPreferred Shares, our Series D Preferred Shares, and shares of our common stock. Upon our liquidation, the holders of Series C Preferred Shares are entitled toreceive an amount per Series C Preferred Share equal to the greater of (A) the stated value thereof on the date of such payment, plus accrued dividends, if any and(B) the amount per share such holder would receive if such holder converted such Series C Preferred Shares into common stock immediately prior to the date ofsuch payment. Upon our liquidation, the holders of Series D Preferred Shares are entitled to receive an amount per Series D Preferred Share equal to the greater of(A) the stated value thereof on the date of such payment,  plus accrued dividends, if  any and (B) the amount per share such holder would receive if  such holderconverted such Series D Preferred Shares into common stock immediately prior to the date of such payment. Further, the holders of Series C Preferred Shares andSeries D Preferred Shares have the right to participate in any payment of dividends or other distributions made to the holders of common stock to the same extentas  if  they had converted  such preferred  shares.  The existence  of  senior  securities  such as  the  Series  B Preferred  Stock,  Series  C Preferred  Shares  and Series  DPreferred Shares could have an adverse effect on the value of our common stock.

45

 

Holders of the Series C Preferred Shares and Series D Preferred Shares have rights that may restrict our ability to operate our business.

Under the Series C Certificate of Designation and Series D Certificate of Designation, we are subject to certain covenants that limit our ability to create new seriesof preferred stock, other than series junior to the Series C Preferred Shares and Series D Preferred Shares with redemption occurring after the maturity date of theSeries C Preferred Shares and Series D Preferred Shares, and our ability to incur certain indebtedness. Such restrictions may have an adverse effect on our ability tooperate our business while the Series C Preferred Shares and Series D Preferred Shares are outstanding.

Our common stockholders may experience significant dilution upon the issuance of common stock upon conversion of or redemption payments under theSeries C Preferred Shares and Series D Preferred Shares.

The issuance of common stock as mandatory redemption payments or upon conversion of some or all of the Series C Preferred Shares and/or Series D PreferredShares  will  dilute  the  ownership  interests  of  existing  holders  of  shares  of  our  common  stock.  As  of  October  31,  2018,  the  aggregate  outstanding  liquidationpreference of the Series C Preferred Shares totaled $9.0 million. If this amount was converted into our common stock at the adjusted conversion price in effect as ofOctober 31, 2018 of $1.50, we would have issued 5,994,946 shares of common stock upon conversion (without giving effect to any limitation on conversions). Thisexcludes the effect  of any common stock we may issue in lieu of paying bimonthly redemption amounts in cash,  which may be made at  a price lower than theconversion price. The conversion price of the Series C Preferred Shares is adjustable based on certain events, including in the event of a triggering event and in theevent  we effect  a  stock split,  combination or  similar  transaction,  to  reflect  the proportionate  (adjusted)  trading prices  of  our  common stock before  and after  theeffective date.

As of October 31, 2018, the aggregate outstanding liquidation preference of the Series D Preferred Shares totaled $30.7 million. If this amount was converted intoour  common  stock  at  its  initial  conversion  price,  we  would  have  issued  22,231,884  shares  of  common  stock  upon  conversion  (without  giving  effect  to  anylimitation on conversions). This excludes the effect of any common stock we may issue in lieu of paying bimonthly redemption amounts in cash, which may bemade at a price lower than the initial conversion price. The initial conversion price of the Series D Preferred Shares is adjustable based on certain events, includingin the event of a triggering event (as defined in the Series D Certificate of Designation), in the event we effect a stock split, combination or similar transaction, toreflect the proportionate (adjusted) trading prices of our common stock before and after the effective date, in the event we issue shares pursuant to our At MarketIssuance Sales Agreement with B. Riley FBR, Inc. and Oppenheimer & Co., Inc. dated June 13, 2018, and in the event we issue any securities that are deemedvariable price securities (as defined in the Series D Certificate of Designation).

If we do not meet the continued listing standards of The Nasdaq Global Market, our common stock could be delisted from trading, which could limit investors’ability to make transactions in our common stock and subject us to additional trading restrictions. 

Our common stock is listed on The Nasdaq Global Market, which imposes continued listing requirements with respect to listed shares. On November 28, 2018, wereceived a letter from The Nasdaq Stock Market (“Nasdaq”) stating that we are not in compliance with Nasdaq Listing Rule 5450(a)(1) because the closing bidprice of our common stock was below the required minimum of $1.00 per share for the previous 30 consecutive business days.  In accordance with Nasdaq ListingRules, we have a period of 180 calendar days, or until May 28, 2019, to regain compliance with the minimum bid price requirement. If at any time before May 28,2019 the closing bid price of our common stock is at least $1.00 per share for a minimum of 10 consecutive business days, Nasdaq will provide us with writtenconfirmation that we have regained compliance with the minimum bid price requirement and this matter will be closed.  We have notified Nasdaq of our intentionto regain compliance with the Nasdaq minimum bid price requirement. If we are unable to demonstrate compliance with Rule 5450(a)(1) by May 28, 2019, we cansubmit an application to transfer our securities to The Nasdaq Capital Market and request an additional 180-day period to regain compliance with the minimum bidprice requirement.

46

 

There can be no assurance, however, that we will be able to regain compliance with the minimum bid price requirement or that we will otherwise be in compliancewith other Nasdaq listing criteria. If we fail to regain and maintain compliance with the minimum bid requirement or to meet the other applicable continued listingrequirements in the future and Nasdaq determines to delist our common stock, the delisting could adversely affect the market price and liquidity of our commonstock, reduce our ability to raise additional capital, and result in a triggering event under the Series C Certificate of Designations and the Series D Certificate ofDesignation.

Item 1B. UNRESOLVED STAFF COMMENTS

None.Item 2. PROPERTIES

The following is a summary of our offices and locations: 

  Square Lease

ExpirationLocation Business Use Footage DatesDanbury, Connecticut

 

Corporate Headquarters, Research andDevelopment, Sales, Marketing, Service,Purchasing and Administration     72,000    Company owned

Torrington, Connecticut   Manufacturing and Administrative   167,000 (1)   December 2030 (2)Taufkirchen, Germany   Manufacturing and Administrative     20,000    June 2020Calgary, Canada   Research and Development     32,220    January 2020 (1) The Company completed its expansion of the Torrington facility which added an additional 102,000 square feet for a total of 167,000 square feet. See Note

12 of the Notes to Consolidated Financial Statements for additional information.(2) In November 2015, this lease was extended until December 2030, with the option to extend for three additional five-year periods thereafter.

Item 3. LEGAL PROCEEDINGS

We  are  involved  in  legal  proceedings,  claims  and  litigation  arising  out  of  the  ordinary  conduct  of  our  business.  Although  we  cannot  assure  the  outcome,management  presently  believes  that  the  result  of  such legal  proceedings,  either  individually,  or  in  the  aggregate,  will  not  have  a  material  adverse  effect  on  ourconsolidated financial statements, and no material amounts have been accrued in our consolidated financial statements with respect to these matters.

Item 4. M INE SAFETY DISCLOSURES

Not applicable.

47

 PAR T II

Item 5. MARKET FOR REGISTRANT’S COMMON EQUITY, RELATED STOCKHOLDER MATTERS AND ISSUER PURCHASES OFEQUITY SECURITIES

FuelCell Common Stock

Our common stock has been publicly traded since June 25, 1992. Our common stock trades under the symbol “FCEL” on the Nasdaq Global Market. The followingtable sets forth the high and low sale prices for our common stock for the periods indicated as reported by the Nasdaq Global Market during the indicated quarters. 

  Common

Stock Price High Low

First quarter 2019  (through January 4, 2019)   $ 0.97    $ 0.47 Year Ended October 31, 2018              

First Quarter   $ 2.31    $ 1.50 Second Quarter   $ 2.11    $ 1.45 Third Quarter   $ 1.99    $ 1.25 Fourth Quarter   $ 1.33    $ 0.72 

Year Ended October 31, 2017              First Quarter   $ 3.40    $ 1.40 Second Quarter   $ 1.98    $ 1.00 Third Quarter   $ 1.79    $ 0.80 Fourth Quarter   $ 2.49    $ 1.33

 

 In December 2017, the number of authorized shares of the Company’s common stock was increased from 125 million shares to 225 million shares by a vote of theholders of a majority of the outstanding shares of the Company’s common stock. In April 2017, the number of authorized shares of the Company’s common stockwas increased from 75 million to 125 million by vote of the holders of a majority of the outstanding shares of the Company’s common stock.

On January 4, 2019, the closing price of our common stock on the Nasdaq Global Market was $0.55 per share. As of January 4, 2019, there were 188 holders ofrecord of our common stock. This does not include the number of persons whose stock is in nominee or “street” name accounts through brokers.

We have never  paid a  cash dividend on our  common stock and do not  anticipate  paying any cash dividends on our common stock in the foreseeable  future.  Inaddition, the terms of our Series B Preferred Stock prohibit the payment of dividends on our common stock unless all dividends on the Series B Preferred Stockhave been paid in full.

48

 

Performance Graph

The  following  graph  compares  the  annual  change  in  the  Company's  cumulative  total  stockholder  return  on  its  common  stock  for  the  five  fiscal  years  endedOctober 31, 2018 with the cumulative stockholder total return on the Russell 2000 Index, a peer group consisting of Standard Industry Classification Group Code3690 companies listed on the Nasdaq Global Market and New York Stock Exchange and a customized 12 company peer group. It assumes $100.00 invested onOctober 31, 2013 with dividends reinvested. 

49

 

FuelCell Redeemable Preferred Stock

The Company is authorized to issue up to 250,000 shares of preferred stock, par value $0.01 per share, issuable in one or more series, of which shares to date havebeen issued and designated as Series D Convertible Preferred Stock (referred to herein as Series D Preferred Stock), Series C Convertible Preferred Stock (referredto herein as Series C Preferred Stock) and 5% Series B Cumulative Convertible Perpetual Preferred Stock (referred to herein as Series B Preferred Stock).

Series D Preferred Stock

On August 27, 2018, the Company entered into an underwriting agreement (the “Underwriting Agreement”) with Oppenheimer & Co. Inc. (the “Underwriter”),relating to an underwritten offering (the “Offering”) of the Company’s Series D Preferred Stock.  Subject to the terms and conditions contained in the UnderwritingAgreement, the Underwriter agreed to purchase, and the Company agreed to sell, 30,680 Series D Preferred Shares, initially convertible into 22,231,884 shares ofthe Company’s common stock (without regard to any limitation on conversion set forth in the Series D Certificate of Designation) at an initial conversion price of$1.38 per share, subject to certain adjustments.

The  Offering  closed  on  August  29,  2018.    The  net  proceeds  to  the  Company  from  the  sale  of  the  Series  D  Preferred  Shares,  after  deducting  the  underwritingdiscounts and commissions and the offering expenses payable by the Company, were approximately $25.3 million.

In conjunction with the closing of the Offering, on August 29, 2018, the Company filed the Series D Certificate of Designation with the Secretary of State of theState of Delaware, designating 30,680 shares of the Company’s preferred stock as Series D Convertible Preferred Stock and establishing the rights, preferences,privileges, qualifications, restrictions, and limitations relating to the Series D Preferred Stock, as described below.  

Based on review of pertinent accounting literature including Accounting Standards Codification (“ASC”) 470 – Debt , ASC 480 - Distinguishing Liabilities fromEquity and ASC 815 - Derivative and Hedging , the Series D Preferred Shares are classified outside of permanent equity on the Consolidated Balance Sheets andwere recorded at fair value on the issuance date (proceeds from the issuance, net of direct issuance cost).  An assessment of the probability of the exercise of thepotential redemption features in the Series D Certificate of Designation for the Series D Preferred Stock is performed at each reporting date to determine whetherany changes in classification are required.  As discussed below, the Company has not obtained stockholder approval to issue a number of shares of common stockequal to 20% or more of the Company’s outstanding voting stock as of the date of the issuance of the Series D Preferred Shares and therefore is accreting as part ofthe  stated  value  the  estimated  value  of  the  potential  common  stock  shortfall  if  stockholder  approval  is  not  obtained.  As  of  October  31,  2018,  the  Companydetermined that none of the other contingent redemption features were probable.  

A description of certain terms and provisions of the Series D Preferred Shares is as follows:

Conversion Right. The Series D Preferred Shares are convertible into shares of the Company’s common stock, subject to the requirements of Nasdaq ListingRule 5635(d), and the beneficial ownership limitation provided in the Series D Certificate of Designation, at a conversion price equal to $1.38 per share of commonstock  (“Series  D  Conversion  Price”),  subject  to  adjustment  as  provided  in  the  Series  D  Certificate  of  Designation,  including  adjustments  if  the  Company  sellsshares  of  common  stock  or  equity  securities  convertible  into  or  exercisable  for  shares  of  common  stock,  at  prices  below  $1.38  per  share,  in  certain  types  oftransactions.  The holders  are prohibited from converting Series D Preferred Shares into shares of common stock if,  as  a result  of  such conversion,  such holder,together with its affiliates, would own more than 4.99% of the total number of shares of common stock then issued and outstanding. Each holder has the right toincrease its maximum percentage up to 9.99% upon 60 days’ notice to the Company. Additionally, prior to receiving stockholder approval of the issuance of morethan 19.9% of the Company’s outstanding common stock prior to the Offering, the holders will be prohibited from converting Series D Preferred Shares into sharesof common stock if such conversion would cause the Company to issue pursuant to the terms of the Series D Preferred Stock a number of shares in excess of themaximum number of shares permitted to be issued thereunder without breaching the Company’s obligations under the rules or regulations of Nasdaq.

50

 

The Series  D Conversion  Price  is  subject  to  adjustment  under  certain  circumstances  in  accordance  with  the  Seri  es  D Certificate  of  Designation,  including  thefollowing:

  • The  conversion  price  may be  proportionately  reduced  in  the  event  of  a  subdivision  of  the  Company’s  common stock  into  a  greater  number  ofshares or proportionately increased in the event of a combination of the Company’s common stock into a smaller number of shares.

 

  • In the event that the Company in any manner issues or sells or enters into any agreement to issue or sell Variable Price Securities (as defined in theSeries  D Certificate  of  Designation),  which  generally  includes  any  common stock,  options  or  convertible  securities  that  are  issuable  at  a  pricewhich varies  or  may vary with the market  price  of  the shares  of  common stock,  including by way of  one or  more reset(s)  to  a  fixed price,  butexcluding  customary  anti-dilution  provisions  (each  of  the  formulations  for  such  variable  price  being  referred  to  as,  the  “Variable  Price”),  eachholder  of  Series  D  Preferred  Shares  will  have  the  right  (in  its  sole  discretion)  to  substitute  the  Variable  Price  for  the  Conversion  Price  uponconversion  of  the  Series  D Preferred  Shares.  Sales  of  common stock pursuant  to  the  Company’s  At  Market  Issuance  Sales  Agreement  with  B.Riley FBR, Inc. and Oppenheimer & Co., Inc. will be deemed Variable Price Securities with a Variable Price equal to the lowest price per share atwhich  common  stock  is  sold  pursuant  to  that  agreement.  Under  the  Series  D  Certificate  of  Designation,  the  term  “options”  means  any  rights,warrants or options to subscribe for or purchase shares of common stock or convertible securities, and the term “convertible securities” means anystock or other security (other than options) that is at any time and under any circumstances, directly or indirectly, convertible into, exercisable orexchangeable for, or which otherwise entitles the holder thereof to acquire, any shares of common stock.

 

  • At any time any Series D Preferred Shares remain outstanding, the Company may reduce the then current conversion price to any amount for anyperiod of time deemed appropriate by the Company’s board of directors.

Conversion Upon a Triggering Event. Subject to the requirements of Nasdaq Listing Rule 5635(d),  and the beneficial  ownership limitations provided in theSeries D Certificate of Designation, in the event of a triggering event (as defined in the Series D Certificate of Designation and summarized below), the Series DPreferred Shares are convertible into shares of common stock at a conversion price equal to the lower of the Series D Conversion Price in effect on the Trading Day(as such term is defined in the Series D Certificate  of Designation) immediately preceding the delivery of the conversion notice and 85% of the lowest volumeweighted average price (“VWAP”) of the common stock on any of the five consecutive Trading Days ending on the Trading Day immediately prior to delivery ofthe applicable conversion notice. This conversion right commences on the date of the triggering event and ends on the later of (i) the date the triggering event iscured and (ii) ten Trading Days after the Company delivers notice of the triggering event.

A triggering event (as defined in the Series D Certificate of Designation) includes, without limitation:

  • any failure to pay any amounts due to the holders of the Series D Preferred Shares; 

  • the Company’s failure to timely deliver shares; 

  • the suspension of the Company’s common stock from trading or failure to be trading or listed on The Nasdaq Global Market, without obtaining alisting on another national securities exchange, for a period of five consecutive Trading Days;

 

  • subject to limited exceptions, the Company’s failure to keep reserved for issuance 150% of the number of shares of common stock issuable uponconversion of the outstanding Series D Preferred Shares;

 

  • certain bankruptcy events; and 

  • breaches of certain covenants that are not timely cured, where a cure period is permitted.

Redemption. On December 1, 2018, and on the sixteenth day and first day of each calendar month thereafter until March 1, 2020, subject to extension in certaincircumstances (the “Series D Maturity Date”), inclusive, the Company will redeem the stated value of Series D Preferred Stock in thirty-one equal installments ofapproximately $989,677 (each bimonthly amount, a “Series D Installment Amount” and the date of each such payment, a “Series D Installment

51

 

Date”). The holders will have the ability to defer installment payments, but not beyond the Series D Maturity Date. In addition, during each period commencing onthe 11th trading day prior to a Series D Installment Date and prior to the immediately subsequent Series D Installment Date, the holders may elect to accelerate theconversion of  Series  D Preferred Shares at  then applicable  installment  conversion price,  provided that  the holders  may not  elect  to  effect  any such accelerationduring such installment  period if  either  (a)  in  the  aggregate,  all  the  accelerations  in  such installment  period exceed the  sum of  three  other  Series  D InstallmentAmounts, or (b) the number of Series D Preferred Shares subject to prior accelerations exceeds in the aggregate twelve Series D Installment Amounts.

Subject to the requirements of Nasdaq Listing Rule 5635(d) and certain other equity conditions set forth in the Series D Certificate of Designation, the Companymay elect to pay the Series D Installment Amounts in cash or shares of common stock or in a combination of cash and shares of common stock.

Series D Installment Amounts paid in shares will be that number of shares of common stock equal to (a) the applicable Series D Installment Amount, to be paid incommon stock divided by (b) the lesser of  (i) the then existing conversion price, (ii) 87.5% of the VWAP of the common stock on the Trading Day immediatelyprior  to  the  applicable  Series  D  Installment  Date,  and  (iii)  87.5%  of  the  arithmetic  average  of  the  two  lowest  VWAPs  of  the  common  stock  during  the  tenconsecutive Trading Day period ending and including the Trading Day immediately prior to the applicable Series D Installment Date as applicable, provided thatthe Company meets standard equity conditions. The Company shall make such election no later than the eleventh Trading Day immediately prior to the applicableSeries D Installment Date.

If the Company elects or is required to pay a Series D Installment Amount in whole or in part in cash, the amount paid will be equal to 108% of the applicableSeries D Installment Amount.

Redemption Upon a Triggering Event. In the event  of  a triggering event  (as defined in the Series  D Certificate  of  Designation and summarized above),  theholders of Series D Preferred Shares may require the Company to redeem such Series D Preferred Shares in cash at a price equal to the greater of  (a) 125% of thestated  value  of  the  Series  D  Preferred  Shares  being  redeemed  plus  accrued  dividends,  if  any,  and  (b)  the  market  value  of  the  number  of  shares  issuable  onconversion  of  the  Series  D Preferred  Shares,  valued  at  the  greatest  closing  sales  price  during  the  period  from the  date  immediately  before  the  triggering  eventthrough the date the Company makes the redemption payment.

Redemption Upon a Change of Control.    In  the  event  of  a  change  of  control,  as  defined  in  the  Series  D Certificate  of  Designation,  the  holders  of  Series  DPreferred Shares can force redemption at a price equal to the greater of  (a) the conversion amount to be redeemed multiplied by 125%, (b) the product of  (i) theconversion amount being redeemed multiplied by (ii) the quotient determined by dividing (A) the greatest closing sale price of the common stock on any TradingDay during  the  period  commencing  immediately  preceding  the  earlier  to  occur  of  (1)  the  consummation  of  the  applicable  change  of  control  and  (2)  the  publicannouncement of such change of control and ending on the date such holder delivers the change of control redemption notice, by (B) the conversion price then ineffect and (c) the product of  (i) the conversion amount being redeemed multiplied by (ii) the quotient determined by dividing (A) the aggregate value of the cashand non-cash consideration per share of common stock being paid to holders of common stock in the change of control transaction by (B) the conversion price thenin effect.  Redemptions of the Series D Preferred Shares required under the Series D Certificate of Designation in connection with a change of control will havepriority over payments to all other stockholders of the Company in connection with such change of control.

Dividends. Each holder  of  Series  D Preferred Shares shall  be entitled to receive dividends (a)  if  no triggering event,  as  defined in the Series  D Certificate  ofDesignation,  has occurred and is continuing when and as declared by the Company’s board of directors,  in its  sole and absolute discretion or (b) if  a triggeringevent has occurred and until such triggering event has been cured, a dividend of 15% per annum based on the holder’s outstanding number of Series D PreferredShares  multiplied  by the  stated  value.  The holders  of  Series  D Preferred  Shares  also  have  the  right  to  participate  in  any dividend  or  other  distribution  made toholders of common stock to the same extent as if they had converted their Series D Preferred Shares.

Liquidation Preference. In the event of the liquidation, dissolution, or winding up of the Company, prior to distribution to holders of securities ranking junior tothe Series D Preferred Stock, holders of Series D Preferred Shares will be entitled to receive the amount of cash, securities or other property equal to the greater of(a)  the  stated  value  thereof  on  the  date  of  such  payment  plus  accrued  dividends,  if  any  and  (b)  the  amount  per  share  such  holder  would  receive  if  such  holderconverted such Series D Preferred Shares into common stock immediately prior to the date of such payment.

52

 

Ranking. Shares of Series D Preferred Stock rank with respect to dividend rights and rights upon the liquidation, winding up or dissolution of the Company :

  • senior to shares of the Company’s common stock;

  • junior to the Company’s debt obligations;

  • junior to the Company’s outstanding Series B Preferred Stock;

  • pari passu to the Company’s outstanding Series C Preferred Stock; and

  • effectively junior to the Company’s subsidiaries’ (i) existing and future liabilities and (ii) capital stock held by others.

Limited Voting Rights .  The holders of Series D Preferred Shares have no voting rights, except as required by law; provided, however, that any amendment to theCompany’s certificate of incorporation or bylaws or the Series D Certificate of Designation that adversely affects the powers, preferences and rights of the Series DPreferred Stock requires the approval of the holders of a majority of the Series D Preferred Shares then outstanding.

Participation Rights. Until August 29, 2019, the holders of the Series D Preferred Shares have the right to receive notice of and to participate in any offering,issuance or sale of equity or equity-equivalent securities by the Company or its subsidiaries, other than issuances under certain employee benefit plans, upon theconversion of certain options or other convertible securities, or pursuant to certain acquisitions or strategic transactions. Pursuant to such participation rights, theCompany must offer to issue and sell to such holders at least 35% of the offered securities.

Nasdaq Marketplace Rule 5635(d). Pursuant  to  the  requirements  of  Nasdaq  Listing  Rule  5635(d),  the  Series  D  Preferred  Shares  may  not  be  converted  orredeemed by payment of shares of the Company’s common stock if such conversion or redemption would cause the Company to issue a number of shares equal to20% or more of the Company’s outstanding voting stock as of the date of the issuance of the Series D Preferred Shares, until the Company’s stockholders approvesuch  issuance.  The  Company  has  agreed  to  file  a  proxy  statement  with  the  SEC for  the  purpose  of  having  the  Company’s  stockholders  vote  on  a  proposal  toapprove such issuances and further agreed to hold such stockholders’ meeting by no later than April 30, 2019.

Series C Preferred Stock

The Company issued an aggregate of 33,500 shares of its Series C Preferred Stock, $0.01 par value and $1,000 stated value per share, during the fiscal year endedOctober 31, 2017.  As of October 31, 2018 and 2017, there were 8,992 and 33,300 shares of Series C Preferred Stock issued and outstanding, respectively, with acarrying value of $7.5 million and $27.7 million, respectively.

During the fiscal year ended October 31, 2018, holders of the Series C Preferred Stock converted 24,308 Series C Preferred Shares into common shares throughinstallment conversions resulting in a reduction of $20.2 million to the carrying value being recorded to equity.  Installment conversions occurring prior to August27, 2018 in which the conversion price was below the initial conversion price of $1.84 per share resulted in a variable number of shares being issued to settle theinstallment amount and were treated as a partial redemption of the Series C Preferred Shares.   In order to resolve different interpretations of the provisions of theSeries C Certificate of Designations that govern adjustments to the conversion price in connection with sales of common stock under the Company’s at-the-marketsales plan below the fixed conversion price and whether such sales constitute sales of variable priced securities under the Series C Certificate of Designations, theCompany’s board of directors agreed to reduce the conversion price of the Series C Preferred Shares from $1.84 to $1.50 effective August 27, 2018 in exchange fora waiver of certain anti-dilution and price adjustment rights under the Series C Certificate of Designations for future at-the-market sales. I nstallment conversionsoccurring between August 27, 2018 and October 31, 2018 in which the installment conversion price was below the adjusted conversion price of $1.50 per shareresulted  in  a  variable  number  of  shares  being issued to  settle  the  installment  amount  and were  treated as  a  partial  redemption of  the Series  C Preferred  Shares.Installment  conversions  during  the  year  ended  October  31,  2018 that  were  settled  in  a  variable  number  of  shares  and  treated  as  partial  redemptions  resulted  indeemed dividends of $9.6 million.   The deemed dividend represents the difference between the fair value of the common shares issued to settle the installmentamounts and the carrying value of the Series C Preferred Shares.

53

 

Based on review of pertinent accounting literature including Accounting Standards Codification (“ASC”) 470 – Debt , ASC 480 - Distinguishing Liabilities fromEquity and ASC 815 - Derivative and Hedging , the Series C Preferred Shares are classified outside of permanent equity on the Consolidated Balance Sheets andwere recorded at fair value on the issuance date (proceeds from the issuance, net of direct issuance cost).  An assessment of the probability of the exercise of thepotential redemption features in the Series C Certificate of Designations for the Series C Preferred Stock is performed at each reporting date to determine whetherany  changes  in  classification  are  required.    As  of  October  31,  2018  and  2017,  the  Company  determined  that  none  of  the  contingent  redemption  features  wereprobable.

A summary of certain terms of the Series C Preferred Stock follows.

Conversion Rights. As of  October  31,  2018,  the  Series  C  Preferred  Shares  were  convertible  into  shares  of  common  stock  subject  to  the  beneficial  ownershiplimitations provided in the Series C Certificate of Designations, at a conversion price equal to $1.50 per share.   The conversion price is subject to adjustment asprovided in the Series C Certificate of Designations, including adjustments if the Company sells shares of common stock or equity securities convertible into orexercisable for shares of common stock, at variable prices below the conversion price then in effect .  Subsequent to October 31, 2018, the conversion price hasbeen  periodically  adjusted  in  accordance  with  the  terms  of  the  Series  C  Certificate  of  Designations  and  was  $0.434  as  of  January  2,  2019.    In  the  event  of  atriggering event, as defined in the Series C Certificate of Designations, the Series C Preferred Shares are convertible into shares of common stock at a conversionprice equal to the lower of the conversion price then in effect and 85% of the lowest VWAP of the common stock of the five trading days immediately prior todelivery of the applicable conversion notice.  The holders will be prohibited from converting Series C Preferred Shares into shares of common stock if, as a resultof  such  conversion,  such  holder,  together  with  its  affiliates,  would  own  more  than  8.99%  of  the  total  number  of  shares  of  common  stock  then  issued  andoutstanding. Each holder has the right to increase its maximum percentage up to 9.99% upon 60 days’ notice to the Company.

Installment Payments. On November 1, 2017 and on the sixteenth day and first day of each calendar month thereafter until March 1, 2019, subject to extension incertain  circumstances  (the  “Series  C  Maturity  Date”),  inclusive,  the  Company  will  redeem  the  stated  value  of  Series  C  Preferred  Shares  in  thirty-three  equalinstallments of approximately $1.0 million (each bimonthly amount, a “Series C Installment Amount” and the date of each such payment, a “Series C InstallmentDate”). The holders will have the ability to defer installment payments, but not beyond the Series C Maturity Date. In addition, during each period commencing onthe 11th trading day prior to a Series C Installment Date and prior to the immediately subsequent Series C Installment Date, the holders may elect to accelerate theconversion of Series C Preferred Shares at the then applicable installment conversion price, provided that the holders may not elect to effect any such accelerationduring  such installment  period if  either  (a)  in  the  aggregate,  all  the  accelerations  in  such installment  period  exceed the  sum of  three  other  Series  C InstallmentAmounts, or (b) the number of Series C Preferred Shares subject to prior accelerations exceeds in the aggregate twelve Series C Installment Amounts.

Subject to certain conditions as provided in the Series C Certificate of Designations, the Company may elect to pay the Series C Installment Amounts in cash orshares of common stock or in a combination of cash and shares of common stock.

Series C Installment Amounts paid in shares will be that number of shares of common stock equal to (a) the applicable Series C Installment Amount, to be paid incommon stock divided by (b) the least of (i) the then existing conversion price, (ii) 87.5% of the VWAP of the common stock on the trading day immediately priorto the applicable Series C Installment Date, and (iii) 87.5% of the arithmetic average of the two lowest VWAPs of the common stock during the ten consecutivetrading day period ending and including the trading day immediately prior to the applicable Series C Installment Date as applicable, provided that the Companymeets  standard  equity  conditions.  The  Company  shall  make  such  election  no  later  than  the  eleventh  trading  day  immediately  prior  to  the  applicable  Series  CInstallment Date.

If the Company elects or is required to pay a Series C Installment Amount in whole or in part in cash, the amount paid will be equal to 108% of the applicableSeries C Installment Amount.

Dividends. Each holder of the Series C Preferred Shares shall be entitled to receive dividends (a) if no triggering event, as defined in the Series C Certificate ofDesignations, has occurred and is continuing when and as declared by the Company’s board of directors, in its sole and absolute discretion or (b) if a triggeringevent has occurred and until

54

 

such triggering event has been cured, a dividend of 15% per annum based on the holder’s outstanding number of Series C Preferred Shares multiplied by the statedvalue.  There were no triggering events or dividends declared in fiscal year s 2018 or 2017 .

Redemption. In  the  event  of  a  triggering  event,  as  defined  in  the  Series  C  Certificate  of  Designations,  the  holders  of  the  Series  C  Preferred  Shares  can  forceredemption at  a  price  equal  to  the  greater  of  (a)  the  conversion amount  to  be redeemed multiplied  by 125% and (b)  the  product  of  (i)  the  conversion  rate  withrespect to the conversion amount in effect at such time as such holder delivers a triggering event redemption notice multiplied by (ii) the greatest closing sale priceof  the  common  stock  on  any  trading  day  during  the  period  commencing  on  the  date  immediately  preceding  such  triggering  event  and  ending  on  the  date  theCompany makes the entire payment required.

Liquidation. In  the  event  of  the  Company’s  liquidation,  dissolution,  or  winding  up,  prior  to  distribution  to  holders  of  securities  ranking  junior  to  the  Series  CPreferred Shares, holders of Series C Preferred Shares will be entitled to receive the amount of cash, securities or other property equal to the greater of (a) the statedvalue thereof on the date of such payment plus accrued dividends, if any and (b) the amount per share such holder would receive if such holder converted suchSeries C Preferred Shares into common stock immediately prior to the date of such payment.

Ranking and Voting Rights. Shares of Series C Preferred Stock rank with respect to dividend rights and rights upon the Company’s liquidation, winding up ordissolution:

  • senior to shares of the Company’s common stock;

  • junior to the Company’s debt obligations;

  • junior to the Company’s outstanding Series B Preferred Stock;

  • pari passu to the Company’s outstanding Series D Preferred Stock (which was issued on August 29, 2018); and

  • effectively junior to the Company’s subsidiaries’ (i) existing and future liabilities and (ii) capital stock held by others.

The holders of the Series C Preferred Shares have no voting rights, except as required by law, provided, however, that any amendment to the Company’s certificateof incorporation or bylaws or the Series C Certificate of Designations that adversely affects the powers,  preferences and rights of the Series C Preferred Sharesrequires the approval of the holders of a majority of the Series C Preferred Shares then outstanding.

Class A Cumulative Redeemable Exchangeable Preferred Shares (the “Series 1 Preferred Shares”)

FCE  FuelCell  Energy  Ltd.  (“FCE  Ltd.”),  one  of  the  Company’s  indirect  subsidiaries,  has  1,000,000  Class  A  Cumulative  Redeemable  Exchangeable  PreferredShares  (the  “Series  1  Preferred  Shares”)  issued  and  outstanding,  which  are  held  by  Enbridge,  Inc.  ("Enbridge"),  which  is  a  related  party.  The  Company  hasguaranteed the obligations of FCE Ltd. under the Series 1 Preferred Shares.

On March 31, 2011 and April 1, 2011, the Company entered into agreements with Enbridge to modify the provisions of the Series 1 Preferred Shares of FCE Ltd.Enbridge  is  the  sole  holder  of  the  Series  1  Preferred  Shares.  Consistent  with  the  previous  Series  1  Preferred  Share  agreement,  FuelCell  Energy  continues  toguarantee the return of principal and dividend obligations of FCE Ltd. to the holders of Series 1 Preferred Shares under the modified agreement.

The terms of the Series 1 Preferred Shares require (i)  annual dividend payments of Cdn. $500,000 and (ii)  annual return of capital  payments of Cdn. $750,000.These payments commenced on March 31, 2011 and will end on December 31, 2020. Dividends accrue at a 1.25% quarterly rate on the unpaid principal balance,and additional dividends will accrue on the cumulative unpaid dividends (inclusive of the Cdn. $12.5 million unpaid dividend balance as of the modification date)at a rate of 1.25% per quarter, compounded quarterly. On December 31, 2020, the amount of all accrued and unpaid dividends on the Series 1 Preferred Shares ofCdn. $21.1 million and the balance of the principal redemption price of Cdn. $4.4 million shall be paid to the holders of the Series 1 Preferred Shares. FCE Ltd. hasthe option of making dividend payments in the form of common stock or cash under the terms of the Series 1 Preferred Shares.

55

 

Because the Series 1 Preferred Shares represent a mandatorily redeemable financial instrument, they are presented as a liability on the Consolidated Balance Sheet.

The Company made its scheduled payments of Cdn. $1.3 million during each of fiscal year 2018, 2017 and 2016.  The Company also recorded interest expense,which reflects the accretion of the fair value discount of approximately Cdn. $2.8 million, Cdn. $2.6 million and Cdn. $2.4 million, respectively.  As of October 31,2018 and 2017, the carrying value of the Series 1 Preferred Shares was Cdn. $20.9 million ($15.9 million) and Cdn. $19.4 million ($15.1 million), respectively andis classified as preferred stock obligation of subsidiary on the Consolidated Balance Sheets.

In addition to the above, the significant terms of the Series 1 Preferred Shares include the following:

  • Voting Rights — The holders of the Series 1 Preferred Shares are not entitled to any voting rights.

  • Dividends — Dividend payments can be made in cash or common stock of the Company, at the option of FCE Ltd., and if common stock is issuedit  may be unregistered.  If  FCE Ltd. elects to make such payments by issuing common stock of the Company, the number of common shares isdetermined by dividing the cash dividend obligation by 95% of the volume average price in U.S. dollars at which board lots of the common shareshave been traded on Nasdaq during the 20 consecutive trading days preceding the end of the calendar quarter for which such dividend in commonshares is to be paid converted into Canadian dollars using the Bank of Canada’s noon rate of exchange on the day of determination.

  • Redemption — The Series 1 Preferred Shares are redeemable by FCE Ltd. for Cdn. $25.00 per share less any amounts paid as a return of capital inrespect  of  such  share  plus  all  unpaid  dividends  and  accrued  interest.  Holders  of  the  Series  1  Preferred  Shares  do  not  have  any  mandatory  orconditional redemption rights.

  • Liquidation or Dissolution — In the event of the liquidation or dissolution of FCE Ltd., the holders of Series 1 Preferred Shares will be entitled toreceive Cdn. $25.00 per share less any amounts paid as a return of capital in respect of such share plus all unpaid dividends and accrued interest.The Company has guaranteed any liquidation obligations of FCE Ltd.

  • Exchange Rights — A holder of Series 1 Preferred Shares has the right to exchange such shares for fully paid and non-assessable common stock ofthe Company at the following exchange prices:

  • Cdn. $1,664.52 per share of  common stock after July 31, 2015 until July 31, 2020; and

  • at  any  time  after  July  31,  2020,  at  a  price  equal  to  95% of  the  then  current  market  price  (in  Cdn.$)  of  shares  of  common  stock  at  the  time  ofconversion.

The exchange rates set forth above shall be adjusted if the Company: (i) subdivides or consolidates the common stock; (ii) pays a stock dividend;(iii) issues rights, options or other convertible securities to the Company's common stockholders enabling them to acquire common stock at a priceless than 95% of the then-current price; or (iv) fixes a record date to distribute to the Company's common stockholders shares of any other class ofsecurities, indebtedness or assets.

For example, assuming the holder of the Series 1 Preferred Shares exercises its conversion rights after July 31, 2020 and assuming the common stock price is $0.85(the  common  stock  closing  price  on  October  31,  2018)  and  an  exchange  rate  of  U.S.  $1.00  to  Cdn.  $1.31  (exchange  rate  on  October  31,  2018)  at  the  time  ofconversion, the Company would be required to issue approximately 4,192,221 shares of its common stock.

Series B Preferred Stock

The Company has 105,875 shares of  Series  B Preferred Stock authorized for  issuance.  As of  October 31,  2018 and 2017,  there were 64,020 shares of  Series  BPreferred Stock issued and outstanding. The shares of Series B Preferred Stock and the shares of common stock issuable upon conversion of the shares of Series BPreferred Stock are covered by a registration rights agreement. The following is a summary of certain provisions of the Series B Preferred Stock.

56

 

Ranking . Shares of Series B Preferred Stock rank with respect to dividend rights and rights upon the Company’s liquidation, winding up or dissolution:

  • senior to shares of the Company’s common stock;

  • senior to shares of the Company’s Series C Preferred Stock;

  • senior to shares of the Company’s Series D Preferred Stock;

  • junior to the Company’s debt obligations; and

  • effectively junior to the Company’s subsidiaries’ (i) existing and future liabilities and (ii) capital stock held by others.

Dividends. The Series B Preferred Stock pays cumulative annual dividends of $50.00 per share which are payable quarterly in arrears on February 15, May 15,August 15 and November 15. Dividends accumulate and are cumulative from the date of original issuance. Unpaid accumulated dividends do not bear interest.

The dividend rate is subject to upward adjustment as set forth in the Series B Certificate of Designation if the Company fails to pay, or to set apart funds to pay, anyquarterly dividend on the Series B Preferred Stock. The dividend rate is also subject to upward adjustment as set forth in the Registration Rights Agreement enteredinto with the initial purchasers of the Series B Preferred Stock (the “Registration Rights Agreement”) if the Company fails to satisfy its registration obligations withrespect to the Series B Preferred Stock (or the underlying common shares) under the Registration Rights Agreement.

No dividends or other distributions may be paid or set apart for payment on the Company’s common shares (other than a dividend payable solely in shares of a likeor junior ranking) unless all accumulated and unpaid Series B Preferred Stock dividends have been paid or funds or shares of common stock have been set aside forpayment of accumulated and unpaid Series B Preferred Stock dividends.

The  dividend  on  the  Series  B  Preferred  Stock  may  be  paid  in  cash;  or  at  the  option  of  the  holder,  in  shares  of  the  Company’s  common  stock,  which  will  beregistered pursuant to a registration statement to allow for the immediate sale of these common shares in the public market. Dividends of $3.2 million were paid incash in each of the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016. There were no cumulative unpaid dividends as of October 31, 2018 and 2017.

Liquidation. The  holders  of  Series  B  Preferred  Stock  are  entitled  to  receive,  in  the  event  that  the  Company  is  liquidated,  dissolved  or  wound  up,  whethervoluntarily or involuntarily, $1,000.00 per share plus all accumulated and unpaid dividends to the date of that liquidation, dissolution, or winding up (“LiquidationPreference”). Until the holders of Series B Preferred Stock receive their Liquidation Preference in full, no payment will be made on any junior shares, includingshares of the Company’s common stock. After the Liquidation Preference is paid in full, holders of the Series B Preferred Stock will not be entitled to receive anyfurther distribution of the Company’s assets. As of October 31, 2018 and 2017, the Series B Preferred Stock had a Liquidation Preference of $64.0 million.

Conversion Rights. Each  share  of  Series  B Preferred  Stock  may be  converted  at  any  time,  at  the  option  of  the  holder,  into  7.0922 shares  of  the Company’scommon  stock,  which  is  equivalent  to  an  initial  conversion  price  of  $141.00  per  share  plus  cash  in  lieu  of  fractional  shares.  The  conversion  rate  is  subject  toadjustment upon the occurrence of certain events, as described in the Series B Certificate of Designation. The conversion rate is not adjusted for accumulated andunpaid dividends. If converted, holders of Series B Preferred Stock do not receive a cash payment for all accumulated and unpaid dividends; rather, all accumulatedand unpaid dividends are canceled.

The  Company  may,  at  its  option,  cause  shares  of  Series  B Preferred  Stock  to  be  automatically  converted  into  that  number  of  shares  of  common stock  that  areissuable at the then prevailing conversion rate. The Company may exercise its conversion right only if the closing price of its common stock exceeds 150% of thethen prevailing conversion price ($141.00 per share as of October 31, 2018) for 20 trading days during any consecutive 30 trading day period, as described in theSeries B Certificate of Designation.

57

 

If  holders  of  Series  B  Preferred  Stock  elect  to  convert  their  shares  in  connection  with  certain  fundamental  changes,  as  defined  in  the  Series  B  Certificate  ofDesignation, the Company will in certain circumstances increase the conversion rate by a number of additional shares of common stock upon conversion or, in lieuthereof, the Company may in certain circumstances elect to adjust the conversion rate and related conversion obligation so that shares of Series B Preferred Stockare converted into shares of the acquiring or surviving company, in each case as described in the Series B Certificate of Designation.

The adjustment of the conversion price is to prevent dilution of the interests of the holders of the Series B Preferred Stock from certain dilutive transactions withholders of common stock.

Redemption. The Company does not have the option to redeem the shares of Series B Preferred Stock. However, holders of the Series B Preferred Stock canrequire the Company to redeem all or part of their shares at a redemption price equal to the Liquidation Preference of the shares to be redeemed in the case of a“fundamental change” (as described in the Series B Certificate of Designation).  A fundamental change will be deemed to have occurred if any of the followingoccurs:

  • any “person” or “group” is or becomes the beneficial owner, directly or indirectly, of 50% or more of the total voting power of all classes of theCompany’s capital stock then outstanding and normally entitled to vote in the election of directors;

 

  • during any period of two consecutive years, individuals who at the beginning of such period constituted the board of directors (together with anynew directors whose election by the Company’s board of directors or whose nomination for election by the stockholders was approved by a vote oftwo-thirds of the Company’s directors then still in office who were either directors at the beginning of such period or whose election of nominationfor election was previously so approved) cease for any reason to constitute a majority of the directors then in office;

 

  • the termination of trading of the Company’s common stock on The Nasdaq Stock Market and such shares are not approved for trading or quotedon any other U.S. securities exchange; or

 

  • the Company consolidates with or merges with or into another person or another person merges with or into the Company or the sale, assignment,transfer, lease, conveyance or other disposition of all or substantially all of the Company’s assets and certain of its subsidiaries, taken as a whole,to another person and, in the case of any such merger or consolidation, the Company’s securities that are outstanding immediately prior to suchtransaction  and  which  represent  100% of  the  aggregate  voting  power  of  the  Company’s  voting  stock  are  changed  into  or  exchanged  for  cash,securities  or  property,  unless  pursuant  to  the  transaction  such  securities  are  changed  into  securities  of  the  surviving  person  that  represent,immediately after such transaction, at least a majority of the aggregate voting power of the voting stock of the surviving person.

Notwithstanding the foregoing, holders of shares of Series B Preferred Stock will not have the right to require the Company to redeem their shares if:

  • the  last  reported  sale  price  of  shares  of  the  Company’s  common stock for  any five  trading days within the  10 consecutive  trading days endingimmediately before the later of the fundamental change or its announcement equaled or exceeded 105% of the conversion price of the shares ofSeries B Preferred Stock immediately before the fundamental change or announcement;

 

  • at least 90% of the consideration (excluding cash payments for fractional shares) and, in respect of dissenters’ appraisal rights, if the transactionconstituting the fundamental change consists of shares of capital stock traded on a U.S. national securities exchange, or which will be so traded orquoted when issued or exchanged in connection with a fundamental change, and as a result of the transaction, shares of Series B Preferred Stockbecome convertible into such publicly traded securities; or

 

  • in  the  case  of  fundamental  change  event  in  the  fourth  bullet  above,  the  transaction  is  affected  solely  to  change  the  Company’s  jurisdiction  ofincorporation.

58

 

The Company may,  at  its  option,  elect  to  pay the  redemption price  in  cash or,  in  shares  of  the  Company’s  common stock valued at  a  discount  of  5% from themarket price of shares of the Company’s common stock, or any combination thereof. Notwithstanding the foregoing, the Company may only pay such redemptionprice in shares of the Company’s common stock that are registered under the Securities Act of 1933 and eligible for immediate sale in the public market by non-affiliates of the Company.

Voting Rights. Holders of Series B Preferred Stock currently have no voting rights; however, holders may receive certain voting rights, as described in the SeriesB Certificate of Designation, if (1) dividends on any shares of Series B Preferred Stock, or any other class or series of stock ranking on a parity with the Series BPreferred Stock with respect to the payment of dividends, shall be in arrears for dividend periods, whether or not consecutive, for six calendar quarters or (2) theCompany fails to pay the redemption price, plus accrued and unpaid dividends, if any, on the redemption date for shares of Series B Preferred Stock following afundamental change.

So long as any shares of Series B Preferred Stock remain outstanding, the Company will not, without the consent of the holders of at least two-thirds of the sharesof Series B Preferred Stock outstanding at the time (voting separately as a class with all other series of preferred stock, if any, on parity with the Series B PreferredStock upon which like voting rights have been conferred and are exercisable) issue or increase the authorized amount of any class or series of shares ranking seniorto  the  outstanding  shares  of  the  Series  B Preferred  Stock  as  to  dividends  or  upon  liquidation.  In  addition,  the  Company  will  not,  subject  to  certain  conditions,amend, alter or repeal provisions of the Company’s certificate of incorporation, including the Series B Certificate of Designation relating to the Series B PreferredStock, whether by merger, consolidation or otherwise, so as to adversely amend, alter or affect any power, preference or special right of the outstanding shares ofSeries  B  Preferred  Stock  or  the  holders  thereof  without  the  affirmative  vote  of  not  less  than  two-thirds  of  the  issued  and  outstanding  Series  B  Preferred  Stockshares.

Equity Compensation Plan Information

See Part III, Item 12 for information regarding securities authorized for issuance under our equity compensation plans.

Stock Repurchases

The following table sets forth information with respect to purchases made by us or on our behalf of our common stock during the periods indicated: 

Period

TotalNumber of

SharesPurchased (1)  

AveragePrice Paidper Share

Total Numberof Shares

Purchased asPart of

PubliclyAnnouncedPrograms

MaximumNumber ofShares thatMay Yet bePurchasedUnder thePlans or

Programs August 1 – August 31     1,929    $ 1.20      —      — September 1 – September 30     —      —      —      — October 1 – October 31     419    $ 1.09      —      — Total   2,348    $ 1.18      —      —

 

 (1) Includes  only  shares  that  were  surrendered  by  employees  to  satisfy  statutory  tax  withholding  obligations  in  connection  with  the  vesting  of  stock-based

compensation awards.

Item 6. SELECTED FINANCIAL DATA

The selected consolidated financial data presented below as of the end of each of the years in the five-year period ended October 31, 2018 have been derived fromour  audited  consolidated  financial  statements  together  with  the  notes  thereto.  We  have  no  discontinued  operations.    The  data  set  forth  below  is  qualified  byreference to, and should be read in conjunction with our consolidated financial statements and their notes and “Management’s Discussion and Analysis of FinancialCondition and Results of Operations” included elsewhere in this Annual Report on Form 10-K.

59

 

Consolidated Statement of Operations Data:

(Amounts presented in thousands, except for per share amounts) 

  2018 2017 2016 2015 2014 Revenues:                                        

Product   $ 52,490    $ 43,047    $ 62,563    $ 128,595    $ 136,842 Service and license     15,757      27,050      31,491      21,012      25,956 Generation     7,171      7,233      1,267      —      — Advanced Technologies     14,019      18,336      12,931      13,470      17,495 

Total revenues     89,437      95,666      108,252      163,077      180,293 Cost of revenues:                                        

Product     54,504      49,843      63,474      118,530      126,866 Service and license     15,059      25,285      32,592      18,301      23,037 Generation     6,421      5,076      664      —      — Advanced Technologies     10,360      12,728      11,879      13,470      16,664 

Total cost of revenues     86,344      92,932      108,609      150,301      166,567 Gross profit (loss)     3,093      2,734      (357)     12,776      13,726 

Operating expenses:                                        Administrative and selling expenses     24,908      25,916      25,150      24,226      22,797 Research and development costs     22,817      20,398      20,846      17,442      18,240 Restructuring expense     —      1,355      —      —      — 

Total costs and expenses     47,725      47,669      45,996      41,668      41,037 Loss from operations     (44,632)     (44,935)     (46,353)     (28,892)     (27,311)

Interest expense     (9,055)     (9,171)     (4,958)     (2,960)     (3,561)Other income (expense), net     3,338      247      622      2,442      (7,523)Benefit (provision) for income tax     3,015      (44)     (519)     (274)     (488)

Net loss     (47,334)     (53,903)     (51,208)     (29,684)     (38,883)Net loss attributable to noncontrolling interest     —      —      251      325      758 

Net loss attributable to FuelCell Energy, Inc.     (47,334)     (53,903)     (50,957)     (29,359)     (38,125)Series D Preferred stock redemption accretion     (2,075)     —      —      —      — Series C Preferred stock deemed dividends     (9,559)     —      —      —      — Series B Preferred stock dividends     (3,200)     (3,200)     (3,200)     (3,200)     (3,200)

Net loss to common stockholders   $ (62,168)   $ (57,103)   $ (54,157)   $ (32,559)   $ (41,325)Net loss to common stockholders                                       

Basic   $ (0.75)   $ (1.14)   $ (1.82)   $ (1.33)   $ (2.02)Diluted   $ (0.75)   $ (1.14)   $ (1.82)   $ (1.33)   $ (2.02)

Weighted average shares outstanding                                       Basic     82,754      49,915      29,774      24,514      20,474 Diluted     82,754      49,915      29,774      24,514      20,474

 

 

60

 

Consolidated Balance Sheet Data:

(Amounts presented in thousands, except for per share amounts) 

  2018 2017 2016 2015 2014 Cash and cash equivalents (1)   $ 80,239    $ 87,448    $ 118,316    $ 85,740    $ 108,833 Working capital     70,182      105,432      150,206      129,010      141,970 Total current assets     130,303      203,510      202,204      203,898      217,031 Total assets     340,421      383,786      340,729      277,231      280,636 Total current liabilities     60,121      98,078      51,998      74,888      75,061 Total non-current liabilities     103,377      96,895      114,478      47,732      47,269 Redeemable preferred stock     94,729      87,557      59,857      59,857      59,857 Total equity     82,194      101,256      114,396      94,754      98,449 Book value per share (2)   $ 0.86    $ 1.46    $ 3.25    $ 3.65    $ 4.11

 

(1) Includes short-term and long-term restricted cash and cash equivalents.

(2) Calculated as total equity divided by common shares issued and outstanding as of the balance sheet date.

61

 Item 7. MANAGEMENT’S DISCUSSION AND ANALYSIS O F FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS

The  following  discussion  should  be  read  in  conjunction  with  information  included  in  Item  8  of  this  report.  Unless  otherwise  indicated,  the  terms  “Company”,“FuelCell Energy”, “we”, “us”, and “our” refer to FuelCell Energy, Inc. and its subsidiaries. All tabular dollar amounts are in thousands.

In  addition  to  historical  information,  this  discussion  and  analysis  contains  forward-looking  statements.  All  forward-looking  statements  are  subject  to  risks  anduncertainties that could cause actual results to differ materially from those projected.  Please see “Forward-Looking Statement Disclaimer” for a discussion of theuncertainties,  risks and assumptions associated with these statements,  as well  as other risks set  forth in our filings with the SEC including those set  forth underItem 1A — Risk Factors in this report.

Overview

FuelCell  Energy is developing and delivering efficient,  affordable and clean solutions for the supply, recovery and storage of energy.   We design, manufacture,undertake project development of, install, operate and maintain megawatt-scale fuel cell systems, serving utilities and industrial and large municipal power userswith  solutions  that  include  both  utility-scale  and  on-site  power  generation,  as  well  as  advancing  development  of  solutions  for  carbon  capture,  local  hydrogenproduction for transportation and industrial  users,  and long duration energy storage.   Our plants are operating in more than 50 locations on three continents andhave generated more than 8.0 million megawatt hours (MWh) of electricity.

We provide comprehensive turn-key power generation solutions to our customers, including power plant installation, operations and maintenance under multi-yearpower  purchase  and  service  agreements.  We  both  develop  projects  as  well  as  sell  equipment  directly  to  customers,  providing  either  a  complete  solution  ofengineering,  installing  and  servicing  the  fuel  cell  power  plant,  or  selling  the  power  plant  equipment  and  providing  long-term  maintenance  only.     We  offer  toarrange  financing  structures  that  enable  power  users  to  benefit  from  the  multitude  of  advantages  of  clean  onsite  power  while  avoiding  an  up-front  capitalinvestment. Utilizing long-term power purchase agreements (“PPAs”) or lease structures, the end-user of the power hosts the installation and only pays for poweras it is delivered. For projects that we develop, the end user of the power typically enters into a PPA, and we have the option to either identify a project investor topurchase the power plant and assume the PPA, or retain the project and recognize electricity revenue ratably over the term of the PPA. We target large-scale powerusers with our megawatt-class installations.  To provide a frame of reference, one megawatt is adequate to continually power approximately 1,000 average sizedU.S. homes.  Our customer base includes utility companies, municipalities, universities, hospitals, government entities and a variety of industrial and commercialenterprises.  Our leading geographic  markets  are  the United States  and South Korea,  and we are  pursuing expanding opportunities  in  other  countries  around theworld.  

Our value proposition is to enable economic returns with clean, affordable,  reliable and resilient  fuel cell  power plants that supply power where consumed. Ourproducts can also be configured for carbon capture, energy recovery and storage applications. Our solutions are easy-to-site in populated areas as they are clean,operate quietly and without vibrations, and have only modest space requirements.  Fuel cells use an electrochemical process to convert a fuel source into electricityand heat in a highly efficient process that emits virtually no pollutants as the fuel is not burned, generating power that is almost wholly absent of criteria pollutantssuch as NOx that causes smog, SOx that contributes to acid rain, and particulate matter that can aggravate asthma.  Locating power generation near the point of usereduces reliance on the transmission grid, leading to enhanced energy security and power reliability.  Utilities can minimize or even avoid the cost of transmissionor other infrastructure by adopting distributed generation, which saves their customers the cost of installing and maintaining transmission and also avoids the lossesassociated with transmitting electricity over great distances.  Our power plants provide electricity priced competitively to grid-delivered electricity in certain highcost regions, and our strategy is to continue to reduce costs, which we believe will lead to wider adoption.

62

 

Results of Operations

Management evaluates the results of operations and cash flows using a variety of key performance indicators, including revenues compared to prior periods andinternal  forecasts,  costs  of  our  products  and  results  of  our  cost  reduction  initiatives,  and  operating  cash  use.  These  are  discussed  throughout  the  “Results  ofOperations” and “Liquidity and Capital Resources” sections. Results of Operations are presented in accordance with accounting principles generally accepted in theUnited States (“GAAP”).

Comparison of the Years Ended October 31, 2018 and 2017

Revenues and Costs of revenues

Our revenues and cost of revenues for the years ended October 31, 2018 and 2017 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands)   2018 2017 $ % Total revenues   $ 89,437    $ 95,666    $ (6,229)     (7)%Total costs of revenues     86,344      92,932      (6,588)     (7)%Gross profit   $ 3,093    $ 2,734    $ 359      13%

Gross margin     3.5%    2.9%             

 Total  revenues  for  the  year  ended  October  31,  2018  decreased  $6.2  million,  or  7%,  to  $89.4  million  from  $95.7  million  during  the  year  ended  October  31,2017.  Total cost of revenues for the year ended October 31, 2018 decreased by $6.6 million, or 7%, to $86.3 million from $92.9 million during the year endedOctober 31, 2017. The Company's gross margin was 3.5% in fiscal year 2018, as compared to the prior year gross margin of 2.9%.  A discussion of the changes inproduct sales, service agreement and license revenues, Advanced Technologies contract revenues, and generation revenues follows. Refer to “Critical AccountingPolicies and Estimates” for more information on revenue and cost of revenue classifications.

Product sales

Our product sales, cost of product sales and gross profit for the years ended October 31, 2018 and 2017 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands)   2018 2017 $ % Product sales   $ 52,490    $ 43,047    $ 9,443      22%Cost of product sales     54,504      49,843      4,661      9%Gross loss from product sales   $ (2,014)   $ (6,796)   $ 4,782      70%

Product sales gross margin     (3.8)%     (15.8)%              

 Product  revenues  for  the  year  ended  October  31,  2018  included  $49.4  million  of  power  plant  revenue  and  $3.1  million  of  revenue  related  to  engineering  andconstruction services. This is compared to product revenues for the year ended October 31, 2017, which included $41.0 million of power plant revenue and $2.0million of revenue related to engineering and construction services.

The  increase  in  product  revenues  for  the  year  ended  October  31,  2018  when  compared  to  the  prior  year  period  was  primarily  due  to  the  20  MW order  fromHanyang Industrial Development Co., Ltd (“HYD”), pursuant to which we provided equipment to HYD for a fuel cell project with Korea Southern Power Co., Ltd.(“KOSPO”). Shipments began in the fourth quarter of fiscal 2017, which resulted in $38.5 million in revenue recorded in the prior year, and were completed in thefirst quarter of fiscal 2018, which resulted in $28.5 million in revenue recorded in fiscal year 2018. The Company completed commissioning the plant in the thirdquarter of fiscal 2018.  The Company also completed the sale of certain project assets, including a 2.8 MW plant at the City of Tulare and a 1.4 MW plant at TrinityCollege. 

63

 Cost of product revenues increased $4.7 million for the year ended October 31, 2018 to $54.5 million, compared to $49.8 million in the same period in the prioryear.    Overall  gross  loss  from product  revenues  was $2.0 million  for  the year  ended October  31,  2018 compared to  gross  loss  of  $6.8 million  in  the prior  yearcomparable period.  Gross loss decreased from the prior year period due primarily to the favorable margins realized for the HYD contract and the sale of certainproject assets.  Both periods were impacted by the under-absorption of fixed overhead costs due to low production volumes of approximately 25 MW in each fiscalyear.

As of October 31, 2018, product sales backlog totaled approximately $1.0 thousand compared to $31.3 million as of October 31, 2017.

Service and license revenues

Our service agreements and license revenues and associated cost of revenues for the years ended October 31, 2018 and 2017 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2018 2017 $ % Service and license revenues   $ 15,757    $ 27,050    $ (11,293)     (42)%Cost of service and license revenues     15,059      25,285      (10,226)     (40)%Gross profit from service and   license revenues   $ 698    $ 1,765    $ (1,067)     60%

Service and license revenues gross   margin     4.4%    6.5%            

 

 Revenues  for  the  year  ended  October  31,  2018 from service  agreements  and  license  fee  and  royalty  agreements  decreased  $11.3  million  to  $15.8  million  from$27.1 million for the year ended October 31, 2017.  Service agreement revenue decreased from the year ended October 31, 2017 primarily due to lower revenuefrom fewer module replacements in the year ended October 31, 2018 as compared to the same period in the prior year. Revenue from license, royalty and materialmanagement fees decreased to $2.2 million for the year ended October 31, 2018 from $2.7 million for the prior year period due to lower royalties recognized.

Cost of service and license revenues decreased $10.2 million to $15.1 million for the year ended October 31, 2018 from $25.3 million for the year ended October31, 2017.  Cost of service agreements includes maintenance and operating costs, module exchanges, and performance guarantees.  The decrease over the prior yearperiod relates to lower expenses associated with module replacements and lower operating costs in the year ended October 31, 2018.

Overall gross profit from service and license revenues was $0.7 million for the year ended October 31, 2018. The overall gross margin percentage of 4.4 percent forthe year ended October 31, 2018 compared to 6.5 percent in the prior year period.  Service margins were negatively impacted by, among other immaterial factors,costs associated with a terminated legacy service contract during the year ended October 31, 2018.

As  of  October  31,  2018,  service  backlog  totaled  approximately  $316.0  million  compared  to  $182.3  million  as  of  October  31,  2017.    Service  backlog  does  notinclude future royalties or license revenues.  This backlog is for service agreements of up to twenty years and is expected to generate positive margins and cashflows based on current estimates.

Generation revenues 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2018 2017 $ % Generation revenues   $ 7,171    $ 7,233    $ (62)     (1)%Cost of generation revenues     6,421      5,076      1,345      26%Gross profit from generation revenues   $ 750    $ 2,157    $ (1,407)     (65)%

Generation revenues gross margin     10.5%    29.8%             

64

  Revenues for the year ended October 31, 2018 from generation totaled $7.2 million, which is generally consistent with revenues for the year ended October 31,2017.    Generation  revenues  for  the  years  ended  October  31,  2018  and  2017  reflects  revenue  from  electricity  generated  from  the  Company’s  PPAs.    Cost  ofgeneration revenues totaled $6.4 million in the year ended October 31, 2018, compared to $5.1 million for the comparable prior year period.  The decrease in grossprofit from generation revenues was primarily a result of the $0.5 million impairment of a 1.4 MW project in development that was terminated in fiscal year 2018and higher maintenance activities at certain installations that occurred in the first half of 2018. Cost of generation revenues included depreciation of approximately$4.1  million  for  each  of  the  years  ended  October  31,  2018  and  2017.  The  Company  had  11.2  MW of  operating  power  plants  in  its  portfolio  for  both  periodspresented.

As of October 31, 2018, generation backlog totaled approximately $839.5 million compared to $296.3 million as of October 31, 2017.  

Advanced Technologies contracts

Advanced Technologies contracts revenue and related costs for the years ended October 31, 2018 and 2017 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2018 2017 $ % Advanced Technologies contracts   $ 14,019    $ 18,336    $ (4,317)     (24)%Cost of Advanced Technologies contracts     10,360      12,728      (2,368)     (19)%Gross profit   $ 3,659    $ 5,608    $ (1,949)     (35)%

Advanced Technologies contracts gross margin     26.1%    30.6%             

 Advanced Technologies contract revenue for the year ended October 31, 2018 was $14.0 million, which reflects a decrease of $4.3 million when compared to $18.3million of revenue for the year ended October 31, 2017.  Advanced Technologies contract revenue was lower for the year ended October 31, 2018 primarily due tothe timing of project activity under existing contracts.  Cost of Advanced Technologies contract revenues decreased $2.4 million to $10.4 million for the year endedOctober  31,  2018,  compared  to  $12.7  million  for  the  same  period  in  the  prior  year.    Advanced  Technologies  contracts  for  the  year  ended  October  31,  2018generated a gross profit of $3.7 million compared to a gross profit of $5.6 million for the year ended October 31, 2017.  The decrease in Advanced Technologiescontract gross margin is related to the timing and mix of contracts being performed during the year ended October 31, 2018, particularly a lower proportion relatedto private industry contracts.

At October 31, 2018, Advanced Technologies contract backlog totaled approximately $32.4 million compared to $44.3 million at October 31, 2017.

Administrative and selling expenses

Administrative and selling expenses were $24.9 million and $25.9 million for the years ended October 31, 2018 and 2017, respectively.    The decrease from theprior year period relates to lower compensation expense offset marginally by higher professional related expenditures and business development activities duringthe year ended October 31, 2018.

Research and development expenses

Research and development expenses increased to $22.8 million for the year ended October 31, 2018 compared to $20.4 million during the year ended October 31,2017.  The increase from the prior year period is primarily due to timing of research and development activities related to new products including the SureSource4000.

65

 

Restructuring expense

Restructuring expense of $1.4 million was recorded for the year ended October 31, 2017, relating to personnel separation costs from the business restructuring thatwas undertaken to reduce costs and align production levels with the level of production needs at the time. There were no restructuring activities for the year endedOctober 31, 2018.

Loss from operations

Loss from operations for the year ended October 31, 2018 was $44.6 million compared to $44.9 million for the year ended October 31, 2017.  The decrease wasdue to higher gross profit realized for the year ended October 31, 2018, lower administrative and selling expense and the lack of restructuring expense during theyear ended October 31, 2018.  This was offset by increased research and development expenses.

Interest expense

Interest  expense  for  the  years  ended  October  31,  2018  and  2017  was  $9.1  million  and  $9.2  million,  respectively.    Interest  expense  for  both  periods  presentedincludes interest on the loan and security agreement with Hercules and interest expense related to sale-leaseback transactions. The interest expense for the yearsended October 31, 2018 and 2017 includes interest for the accretion of the redeemable preferred stock of a subsidiary fair value discount of $2.2 million and $2.0million, respectively.

Other income, net

Other income, net, was $3.3 million for the year ended October 31, 2018 compared to other income, net of $0.2 million for the year ended October 31, 2017.  Theother income, net for both periods presented includes foreign exchange gains (losses) related to the remeasurement of the Canadian Dollar denominated preferredstock obligation of our U.S. Dollar functional currency Canadian subsidiary. For the year ended October 31, 2018, foreign exchange gain was realized on paymentsand unbilled receivable balances denominated in South Korean Won for the HYD contract. Refundable research and development tax credits for the years endedOctober 31, 2018 and 2017 were $0.6 million and $0.9 million, respectively.

Benefit (provision) for income taxes

We have not paid federal or state income taxes in several years due to our history of net operating losses, although we have paid foreign income and withholdingtaxes in South Korea.  The Company recorded an income tax benefit totaling $3.0 million for the year ended October 31, 2018 compared to income tax expense of$0.04 million for the year ended October 31, 2017.  The income tax benefit for the year ended October 31, 2018 primarily related to the Tax Cuts and Jobs Act (the“Act”) that was enacted on December 22, 2017. The Act reduced the U.S. federal corporate tax rate from 34% to 21% effective January 1, 2018, which resulted in adeferred  tax  benefit  of  $1.0  million  primarily  related  to  a  reduction  of  the  Company’s  deferred  tax  liability  for  in  process  research  and  development(“IPR&D”).  The Act also established an unlimited carryforward period for the NOL the Company generated in fiscal year 2018.  This provision of the Act resultedin a reduction of the valuation allowance attributable to deferred tax assets at the enactment date by $2.0 million based on the indefinite life of the resulting NOL aswell as the deferred tax liability for IPR&D.

As  of  October  31,  2018,  we  had  $799.9  million  of  federal  NOL  carryforwards  that  expire  in  the  years  2019  through  2037  and  $410.2  million  in  state  NOLcarryforwards that expire in the years 2019 through 2037.  Additionally, we had $8.3 million of state tax credits available that expire from tax years 2018 to 2037.

Series D preferred stock redemption accretion

The Series D Preferred Stock redemption accretion of $2.1 million for the year ended October 31, 2018 reflects the accretion of the difference between the carryingvalue and the amount that would be redeemed should stockholder approval not be obtained for common stock issuance equal to 20% or more of the Company’soutstanding voting stock as of the date of issuance of the Series D Preferred Stock.   In the event that the Company is unable to obtain such stockholder approvaland is therefore prohibited from issuing shares of common stock as a result of this limitation

66

 

(the “Exchange Cap Shares”) to a holder of Series D Preferred Stock at any time after April 30, 2019, the Company shall pay cash to such holder in exchange forthe redemption of such number of Series D Preferred Shares held by such holder that are not convertible into such Exchange Cap Shares at a price equal to theproduct  of   (i)  such number  of  Exchange  Cap Shares  and (ii)  the  closing  sale  price  on the  trading  day immediately  preceding  the  date  such holder  delivers  theapplicable conversion notice with respect to such Exchange Cap Shares to the Company.

Series C preferred stock deemed dividends

Installment conversions occurring prior to August 27, 2018 in which the conversion price was below the initial conversion price of $1.84 per share and installmentconversions occurring between August 27, 2018 and October 31, 2018 in which the conversion price was below the adjusted conversion price of $1.50 per shareresulted  in  a  variable  number  of  shares  being  issued  to  settle  the  installment  amount  and  were  treated  as  a  partial  redemption  of  the  Series  C  PreferredShares.   Installment conversions during the year ended October 31, 2018 that were settled in a variable number of shares and treated as redemptions resulted indeemed dividends of $9.6 million.  There were no deemed dividends recorded for the year ended October 31, 2017 since the Series C Preferred Shares were notissued until September 2017 and installment conversions started in October 2017.   The deemed dividend represents the difference between the fair value of thecommon shares issued to settle the installment amounts and the carrying value of the Series C Preferred Shares.

Series B preferred stock dividends

Dividends recorded and paid on the Series B Preferred Stock were $3.2 million in each of the years ended October 31, 2018 and 2017.

Net loss attributable to common stockholders and loss per common share

Net loss attributable to common stockholders represents the net loss for the period less the Series D Preferred Stock redemption accretion, preferred stock deemeddividends on the Series C Preferred Stock and the preferred stock dividends on the Series B Preferred Stock.  For the years ended October 31, 2018 and 2017, netloss attributable to common stockholders was $62.2 million and $57.1 million, respectively, and loss per common share was $0.75 and $1.14, respectively.

Comparison of the Years Ended October 31, 2017 and 2016

Revenues and Costs of revenues

Our revenues and cost of revenues for the years ended October 31, 2017 and 2016 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2017 2016 $ % Total revenues   $ 95,666    $ 108,252    $ (12,586)     (12)%Total costs of revenues   $ 92,932    $ 108,609      (15,677)     (14)%Gross profit (loss)   $ 2,734    $ (357)   $ 3,091      866%

Gross margin     2.9%    (0.3)%              

 Total revenues for the year ended October 31, 2017 decreased $12.6 million, or 12%, to $95.7 million from $108.3 million during the year ended October 31, 2016,due primarily to decreased product sales as discussed below.  Total cost of revenues for the year ended October 31, 2017 decreased by $15.7 million, or 14%, to$92.9 million from $108.6 million during the year ended October 31, 2016. The Company's gross margin was 2.9% in fiscal year 2017, as compared to the prioryear gross margin loss of 0.3%.  A discussion of the changes in product sales, service agreement and license revenues, Advanced Technologies contract revenues,and generation revenues follows. Refer to “Critical Accounting Policies and Estimates” for more information on revenue and cost of revenue classifications.

67

 

Product sales

Our product sales, cost of product sales and gross profit for the years ended October 31, 2017 and 2016 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2017 2016\ $ % Product sales   $ 43,047    $ 62,563    $ (19,516)     (31)%Cost of product sales     49,843      63,474      (13,631)     (21)%Gross loss profit from product sales   $ (6,796)   $ (911)   $ (5,885)     (646)%

Product sales gross margin     (15.8)%     (1.5)%              

 Product  sales  for  the  year  ended October  31,  2017 included $41.0  million  of  power plant  revenue and $2.0 million  of  revenue primarily  related  to  power plantcomponent sales and engineering, procurement and construction services (“EPC services”). This is compared to product sales for the year ended October 31, 2016which included $11.7 million of power plant revenue, $41.8 million of fuel cell kits revenue and $9.1 million of revenue primarily from power plant componentsales and EPC services.  Product sales decreased $19.5 million, or 31%, for the year ended October 31, 2017 to $43.0 million from $62.5 million for the prior yearperiod.

The decline in revenue during the period was due primarily to lower revenue from POSCO Energy due to (i) the lack of kit sales for the year ended October 31,2017 as the Company’s multi-year kit order with POSCO Energy concluded at the end of fiscal year 2016 and (ii) the transition to a royalty-only based model.  TheCompany is entitled to receive a 3.0% royalty on POSCO Energy net product sales manufactured in South Korea as well as a royalty on each scheduled fuel cellmodule  replacement  under  service  agreements  for  modules  that  were built  by POSCO Energy.  Also contributing to  the decline  in  revenue over  the comparableperiod  was  the  increase  in  instances  in  which  the  Company installs  power  plants  for  customers  that  have  executed  PPAs.    The  power  plants  are  recognized  as“Project assets” on the Consolidated Balance Sheets and generation revenue is recognized as earned over the life of the PPA or as a product sale in the event theCompany sells the entire project (service agreement revenues would accompany a product sale).  The decrease in kit revenue was partially offset by an increase inpower plant revenue primarily relating to the 20 MW order from HYD of which a substantial portion of revenue had been recorded for the delivered components.  

Cost  of  product  sales  decreased  $13.7  million  for  the  year  ended  October  31,  2017,  to  $49.8  million  compared  to  $63.5  million  in  the  prior  year  period.    Thedecrease in cost of sales in fiscal year 2017 was driven by lower overall product volume which included no kit sales during the fiscal year and retention of projectassets on the balance sheet rather than sales to end customers or investors.  Cost of product sales includes costs to design, engineer, manufacture and ship our powerplants and power plant components to customers, site engineering and construction costs where we are responsible for power plant system installation, costs forassembly and conditioning equipment sold to POSCO Energy, warranty expense and inventory excess and obsolescence charges.  The decrease in product salesgross margin was primarily due to lower manufacturing production for the year ended October 31, 2017 resulting in a higher level of under-absorbed fixed costs.

As of October 31, 2017, product sales backlog totaled approximately $31.3 million compared to $24.9 million as of October 31, 2016.

68

 

Service and License Revenues

Our service agreements and license revenues and associated cost of revenues for the years ended October 31, 2017 and 2016 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2017 2016 $ % Service and license revenues   $ 27,050    $ 31,491    $ (4,441)     (14)%Cost of service and license revenues     25,285      32,592      (7,307)     (22)%Gross profit (loss) from service and   license revenues   $ 1,765    $ (1,101)   $ 2,866      260%

Service and license revenues gross   margin     6.5%    (3.5)%             

 

 Revenues for the year ended October 31, 2017 from service agreements and license fee and royalty agreements totaled $27.1 million, compared to $31.5 million forthe  prior  year.    The  decrease  related  primarily  to  fewer  module  exchanges  under  service  agreements  performed  in  2017.    Revenue  for  license  fee  and  royaltyagreements totaled $2.7 million and $6.2 million for the years ended October 31, 2017 and 2016, respectively, due to lower royalties recognized.  The Company’slicense and royalty agreements with POSCO Energy included a minimum royalty which expired in December 2016.

Service agreements and license cost of revenues decreased to $25.3 million for fiscal year 2017 from $32.6 million for the prior year.  Gross margin for the yearended October 31, 2017 was 6.5% which improved from a gross margin loss of 3.5%.  The improvement in gross margin over the prior year was a result of the factthat the prior year included contract loss accruals recorded in connection with the extension of certain legacy contracts as well as due to changes in estimated costsfor certain legacy contracts and charges which were incurred in connection with the termination of service agreements at certain sites.  The fiscal year 2017 grossmargin also included MW module replacements with favorable margins.

As  of  October  31,  2017,  service  backlog  totaled  approximately  $182.3  million  compared  to  $204.8  million  as  of  October  31,  2016.    Service  backlog  does  notinclude future royalties or license revenues.  This backlog was for service agreements of up to twenty years and is expected to generate positive margins and cashflows based on then current estimates.

Generation revenues

Generation revenue and related costs for the years ended October 31, 2017 and 2016 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2017 2016 $ % Generation revenues   $ 7,233    $ 1,267    $ 5,966      471%Cost of generation revenues     5,076      664      4,412      664%Generation revenues gross profit   $ 2,157    $ 603    $ 1,554      258%

Generation revenues gross margin     29.8%    47.6%             

 Revenues for the year ended October 31, 2017 from generation totaled $7.2 million,  compared to $1.3 million for the prior year period.    Revenues for the yearended October 31, 2017 reflected revenue from electricity generated pursuant to the Company’s PPAs. Cost of generation totaled $5.1 million for the year endedOctober  31,  2017,  compared  to  $0.7  million  for  the  prior  year  period.    Gross  profit  from  generation  revenues  increased  to  $2.2  million  for  the  year  endedOctober 31, 2017, compared to $0.6 million for the prior year period.  The increases represented the growth in the Company’s operating portfolio.  The reduction ingeneration revenues gross margin percentage was the result of higher costs and lower revenues from electricity generation on certain plants during the initial startupoperation period.  As of October 31, 2017, the Company had 11.2 MW of operating power plants in its portfolio. As of October 31, 2017, generation backlog totaled approximately $296.3 million compared to $142.5 million as of October 31, 2016.

69

  

Advanced Technologies contracts

Advanced Technologies contracts revenue and related costs for the years ended October 31, 2017 and 2016 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2017 2016 $ % Advanced Technologies contracts   $ 18,336    $ 12,931    $ 5,405      42%Cost of Advanced Technologies contracts     12,728      11,879      849      7%Advanced Technologies contracts gross profit   $ 5,608    $ 1,052    $ 4,556      433%

Advanced Technologies contracts gross margin     30.6%    8.1%             

 Advanced  Technologies  contracts  revenue  for  the  year  ended  October  31,  2017  was  $18.3  million,  representing  an  increase  of  $5.4  million  compared  to  $12.9million of revenue for the year ended October 31, 2016.  Cost of Advanced Technologies contracts increased to $12.7 million for the year ended October 31, 2017,compared to $11.9 million for the prior year.  Gross profit from Advanced Technologies contracts for the year ended October 31, 2017 was $5.6 million comparedto $1.1 million for the year ended October 31, 2016, and gross margin was 30.6% for the year ended October 31, 2017 compared to 8.1% during the prior yearperiod.    The  increase  in  gross  margin  was  related  to  the  timing  and  mix  of  contracts  then  being  performed,  particularly  a  higher  proportion  related  to  privateindustry contracts.

At October 31, 2017, Advanced Technologies contract backlog totaled approximately $44.3 million compared to $60.1 million at October 31, 2016.

Administrative and selling expenses

Administrative and selling expenses were $25.9 million for the year ended October 31, 2017 compared to $25.2 million for the year ended October 31, 2016.  Theincrease resulted primarily from higher business development costs incurred.  Business development costs may vary from period to period depending on the natureand frequency of customer and state-level requests for proposals.

Research and development expenses

Research and development expenses decreased $0.4 million to $20.4 million for the year ended October 31, 2017, compared to $20.8 million during the year endedOctober 31, 2016.

Restructuring expense

Restructuring expense of $1.4 million was recorded for the year ended October 31, 2017, relating to personnel separation costs from the business restructuring thatwas undertaken to reduce costs and align production levels with the level of production needs at the time.

Loss from operations

Loss from operations for the year ended October 31, 2017 was $44.9 million compared to $46.4 million for the year ended October 31, 2016, primarily as a resultof higher gross margins in fiscal year 2017, which were partially offset by higher operating expenses primarily for restructuring expense.

Interest expense

Interest expense for the years ended October 31, 2017 and 2016 was $9.2 million and $5.0 million, respectively.  The increase resulted from borrowings under theCompany's Loan and Security Agreement with Hercules and interest expense related to sale-leaseback transactions recorded under the finance method.  The interestexpense for the years ended October 31, 2017 and 2016 includes interest for the amortization of the redeemable preferred stock of a subsidiary fair value discountof $2.0 million and $1.8 million, respectively.

70

 

Other income, net

Other  income,  net,  was  $0.2  million  for  the  year  ended  October  31,  2017 compared  to  other  income,  net  of  $0.6  million  for  the  year  ended  October  31,  2016.Unrealized foreign exchange (losses) gains aggregated to ($0.7) million and $0.1 million in fiscal years 2017 and 2016, respectively, which primarily related to thepreferred stock obligation of our Canadian subsidiary, FCE Ltd. FCE Ltd.'s functional currency is U.S. dollars, while the preferred stock obligation is payable inCanadian  dollars.    Refundable  research  and  development  tax  credits  for  the  years  ended  October  31,  2017  and  2016  were  $0.9  million  and  $0.4  million,respectively.

Provision for income taxes

We have not paid federal or state income taxes in several years due to our history of net operating losses (“NOLs”), although we have paid income taxes in SouthKorea. For the year ended October 31, 2017, our provision for income taxes was $0.04 million, compared to $0.5 million in the prior year.  We cannot estimatewhen production volumes will be sufficient to generate taxable domestic income. Accordingly, as of October 31, 2017, no tax benefit had been recognized for theseNOLs or other deferred tax assets as significant uncertainty existed surrounding the recoverability of these deferred tax assets.

As  of  October  31,  2017,  we  had  $752.7  million  of  federal  NOL  carryforwards  that  expire  in  the  years  2019  through  2037  and  $414.7  million  in  state  NOLcarryforwards that expire in the years 2018 through 2037.  Additionally, we had $11.6 million of state tax credits available, of which $0.6 million expires in 2018.The remaining credits do not expire.

Net loss attributable to noncontrolling interest

The net  loss attributed to the noncontrolling interest  for  the year ended October 31,  2016 was $0.3 million.    During October 2016,  the Company purchased thenoncontrolling  interest  in  FuelCell  Energy  Services,  GmbH,  from Fraunhofer  IKTS,  giving  the  Company  sole  ownership  and  eliminating  future  noncontrollinginterest.

Preferred Stock dividends

Dividends recorded and paid on the Series B Preferred Stock were $3.2 million in each of the years ended October 31, 2017 and 2016.

Net loss attributable to common stockholders and loss per common share

Net loss attributable to common stockholders represents the net loss for the period, less the net loss attributable to noncontrolling interest  and less the preferredstock dividends on the Series B Preferred Stock.  For the years ended October 31, 2017 and 2016, net loss attributable to common stockholders was $57.1 millionand $54.2 million, respectively, and basic and diluted loss per common share was $1.14 and $1.82, respectively.

LIQUIDITY AND CAPITAL RESOURCES

As of October 31, 2018, we believe that our cash, cash equivalents on hand, cash flows from operating activities, availability under our loan facilities and access todebt and capital markets will be sufficient to meet our working capital and capital expenditure needs for at least the next twelve months.

71

 

We expect to maintain appropriate  cash and debt levels  based upon our expected cash requirements  for operations,  capital  expenditures,  construction of projectassets  and principal,  interest  and dividend payments.    In  the  future,  we may also engage in  additional  debt  or  equity  financings,  including project  specific  debtfinancings under existing and new facilities.  We believe that, when necessary, we will have adequate access to the capital markets, although the timing , size andterms of any financing will depend on multiple factors, including market conditions, future order flow and the need to adjust production capacity.  There can be noassurance that we will be able to raise additiona l capital at the times, in the amounts , or on the terms required for the implementation of our business plan andstrategy.  In  addition,  our  capital-intensive  business  model  of  building  generation  assets  increases  the  risk  that  we will  be  unable  to  successfully  implement  ourplans, particularly if we do not raise additional capital in the amounts required. If we are unable to raise additional capital at the times or in the amounts required, oron  terms  favorable  to  us,  our  growth  potential  may  be  adversely  affected  and  we  may  have  to  modify  our  plans  which  could  include  restructuring,  workforcereductions, change in production volumes and asset or intellectual property sales. If these strategies are not successful, we may be required to delay, red uce and/orcease our operations .

Cash and cash equivalents including restricted cash totaled $80.2 million as of October 31, 2018 compared to $87.4 million as of October 31, 2017.  As of October31, 2018:

  • Unrestricted cash and cash equivalents was $39.3 million compared to $49.3 million as of October 31, 2017.

  • Restricted cash and cash equivalents was $40.9 million, of which $5.8 million was classified as current and $35.1 million was classified as non-current,  compared to $38.1 million of total restricted cash and cash equivalents as of October 31, 2017, of which $4.6 million was classified ascurrent and $33.5 million was classified as non-current.

Subsequent  to  fiscal  year  end,  as  of  December  31,  2018,  cash  and  cash  equivalents  including  restricted  cash  and  cash  equivalents  totaled  $74.9    million.Unrestricted cash and cash equivalents was $34.7 million and restricted cash and cash equivalents was $40.2 million.

In addition to the cash and cash equivalents described above, the Company has $90.0 million of availability under its project finance loan agreement with GenerateLending, LLC (“Lender” or “Generate Lending”). On December 21, 2018, the Company, through its indirect wholly-owned subsidiary FuelCell Energy Finance II,LLC (“FCEF II” or “Borrower”), entered into a Construction Loan Agreement (the “Agreement” or the “Generate Lending Construction Loan Agreement”) withGenerate Lending pursuant to which Generate Lending agreed (the “Commitment”) to make available to FCEF II a credit facility in an aggregate principal amountof up to $100.0 million and, subject to further Lender approval and available capital, up to $300.0 million if requested by the Company (the “Facility”) to fund themanufacture, construction, installation, commissioning and start-up of stationary fuel cell projects to be developed by the Company on behalf of Borrower duringthe Availability Period (as defined below and in the Agreement). Fuel cell projects must meet certain conditions to be determined to be “Approved Projects” underthe Facility. The Facility will be comprised of multiple loans to individual Approved Projects (each, a “Working Capital Loan”). Each Working Capital Loan willbe  sized  to  the  lesser  of  (i)  100% of  the  construction  budget  and  (ii)  the  invested  amount  that  allows  Lender  to  achieve  a  10% unlevered,  after-tax  inefficientinternal  rate  of  return.  Approved  Projects  will  be  funded  on  a  cost  incurred  basis.  FCEF  II  or  the  Company  will  contribute  any  additional  equity  required  toconstruct an Approved Project on a pari-passu basis with the Working Capital Loans.  The Commitment to provide Working Capital Loans will remain in place forthirty-six  months  from  the  date  of  the  Agreement  (the  “Availability  Period”).  Working  Capital  Loans  borrowed  during  the  Availability  Period  for  ApprovedProjects  may  be  outstanding  until  the  achievement  of  an  Approved  Project’s  Commercial  Operation  Date,  to  the  extent  that  such  date  is  after  the  AvailabilityPeriod. Interest will accrue at 9.5% per annum, calculated on a 30/360 basis, on all outstanding principal, paid on the first business day of each month.

The initial  draw amount  under the Facility,  funded at  closing,  was $10 million.  The initial  draw reflects  loan advances for  the first  Approved Project  under  theFacility, the Bolthouse Farms 5 MW project in California. Additional drawdowns are expected to take place as the Company completes certain project milestones.The Company expects to use this Facility to fund the construction of its utility-scale backlog, including the three projects totaling 39.8 MW with LIPA (as definedbelow) and the two projects awarded pursuant to the Connecticut DEEP RFP, totaling 22.2 MW.

72

 

The Company continues to work with the Connecticut Green Bank to source financing for the construction of the 7.4 MW plant for the C onnecticut M unicipal Electric E nergy C ooperative located on the U.S.  Navy s ub marine ba se in Groton, CT and the 3.7 MW Triangle Street  project  in Danbury,  CT as well as theacquisition of the 14.9 MW Bridgeport f uel c ell p ark from Dominion Energy. These financings are expected to close in early 2019.

As  previously  disclosed,  on  July  30,  2014,  the  Company’s  wholly  owned  subsidiary,  FuelCell  Energy  Finance,  LLC (“FuelCell  Finance”),  entered  into  a  loanagreement (the “Loan Agreement”) with NRG Energy, Inc. (“NRG”) pursuant to which NRG extended a $40 million revolving construction and term financingfacility (the “Loan Facility”) to FuelCell Finance for the purpose of accelerating project development by the Company and its subsidiaries. On December 13, 2018,FuelCell Finance’s wholly owned subsidiary, Central CA Fuel Cell 2, LLC, drew a construction loan advance of $5.8 million under the Loan Facility. This advancewill  be  used  to  support  the  completion  of  construction  of  the  2.8  MW  Tulare  BioMAT  project  in  California.  This  plant  is  expected  to  meet  its  commercialoperations date (“COD”) in March 2019.    In conjunction with the December 13, 2018 draw, FuelCell Finance and NRG entered into an amendment to the LoanAgreement (the “Amendment”)  to revise the definitions of the terms “Maturity Date” and “Project  Draw Period” under the Loan Agreement and to make otherrelated revisions.  Prior to the Amendment, FuelCell Finance and its subsidiaries were able to request draws under the Loan Facility through July 30, 2019 and theMaturity Date of each note under the Loan Facility was five years after the first disbursement under such note.  Pursuant to the Amendment, FuelCell Finance andits subsidiaries were able to request draws only through December 31, 2018 and the Maturity Date of each note is the earlier of (a) March 31, 2019 and (b) the COD(commercial operation date or substantial completion date, as applicable) with respect to the fuel cell project owned by the borrower under such note.  There arecurrently no other drawdowns or outstanding balances under the Loan Facility.

In addition, we have an effective shelf registration statement on file with the SEC for issuance of equity and debt securities.

On June 13, 2018, the Company entered into an At Market Issuance Sales Agreement (the “Sales Agreement”) with B. Riley FBR, Inc. and Oppenheimer & Co.Inc. (together, the “Agents”) to create an at the market equity program under which the Company, from time to time, may offer and sell shares of its common stockhaving an aggregate offering price of up to $50,000,000 through the Agents. Under the Sales Agreement, the Agent making the sales is entitled to a commission inan amount equal to 3.0% of the gross proceeds from such sales. Since entering into the Sales Agreement, the Company sold 5.7 million shares of the Company’scommon stock at prevailing market prices under the Sales Agreement and received gross proceeds of $8.0 million and paid $0.9 million of fees and commissions.

On August 27, 2018, the Company entered into an Underwriting Agreement with Oppenheimer & Co. Inc. (the “Underwriter”), relating to an underwritten offering(the  “Offering”)  of  the  Series  D  Preferred  Shares.    Subject  to  the  terms  and  conditions  contained  in  the  Underwriting  Agreement,  the  Underwriter  agreed  topurchase, and the Company agreed to sell, 30,680 Series D Preferred Shares, initially convertible into 22,231,884 shares of the Company’s common stock (withoutregard  to  any  limitation  on  conversion  set  forth  in  the  Series  D  Certificate  of  Designation)  at  an  initial  conversion  price  of  $1.38  per  share,  subject  to  certainadjustments.    The  Offering  closed  on  August  29,  2018.    The  net  proceeds  to  the  Company  from  the  sale  of  the  Series  D  Preferred  Stock,  after  deducting  theunderwriting discounts and commissions and Offering expenses payable by the Company, was $25.3 million.  The Company intends to use, and has been using, thenet proceeds of the Offering for working capital, project financing, and general corporate purposes.

During fiscal year 2017, the Company completed an equity capital raise, which included the issuance of warrants. If all remaining warrants related to this equityoffering are exercised in periods subsequent to October 31, 2018, the Company could receive additional cash proceeds of up to $18.5 million.

The Company’s future liquidity will be dependent on obtaining a combination of increased order and contract volumes, increased cash flows from our generationand service portfolios and cost reductions necessary to achieve profitable operations.  To grow our generation portfolio, the Company will invest in developing andbuilding turn-key fuel cell projects which will be owned by the Company and classified as project assets on the balance sheet. This strategy requires liquidity and isexpected to continue to have increasing liquidity requirements as project sizes increase. We may commence building project assets upon the award of a project orexecution  of  a  multi-year  PPA  with  an  end-user  that  has  a  strong  credit  profile.      Project  development  and  construction  cycles,  which  span  the  time  betweensecuring a PPA and commercial operation of the plant, vary substantially and can take years. As a result of these project cycles

73

 

and strategic decisions to finance the construction of certain projects, we may need to make significant up-front investments of resources in advance of the receiptof  any  cash  from  the  sale  or  long-term  financing  of  such  projects.  These  up-front  investments  may  include  using  our  working  capital,  availability  under  ourconstruction financing facilities or other financing arrangements. Delays in construction progress or in completing financing or the sale of our projects may impactour liquidity.

Our operating portfolio (11.2 MW as of October 31, 2018) contributes higher long-term cash flows to the Company than if  these projects had been sold. Theseprojects  currently  generate  $7  -  $8  million  per  year  in  annual  revenue.  The  Company  plans  to  continue  to  grow  this  portfolio  while  also  selling  projects  toinvestors.    As  of  October  31,  2018,  the  Company  had  an  additional  43.3  MW  under  development  and  construction,  which  projects  are  expected  to  generateoperating  cash  flows  in  future  periods. These  totals  do  not  include  the  39.8  MW Long  Island  Power  Authority  (“LIPA”)  project  awards,  which  are  not  yet  inbacklog. Including the LIPA awards, the projects in process totaled 83.1 MW as of October 31, 2018.  We expect these projects, which include the LIPA awards, togenerate an additional $70 - $80 million of annual recurring revenue once they become operational. Retaining long-term cash flow positive projects combined withour service fleet reduces reliance on new project sales to achieve cash flow positive operations. We have worked with financial institutions to secure long-term debtand  sale-leasebacks  for  our  project  asset  portfolio  as  well  as  Generate  Lending  and  NRG for  construction  period  financing.    As  of  October  31,  2018,  we  havefinanced four projects through sale-leaseback transactions.  As of October 31, 2018, total financing obligations and debt outstanding related to project assets was$46.1 million. Our operating portfolio provides the Company with the full benefit of future cash flows.

The following table summarizes our operating portfolio as of October 31, 2018: 

Project Name Location Power Off-Taker

RatedCapacity

(MW)

ActualCommercial

Operation Date(FuelCell

Energy FiscalQuarter)

PPATerm

(Years)Central CT State University (“CCSU”)  New Britain, CT   CCSU (CT University)   1.4   Q2 ‘12   10UCI Medical Center (“UCI”)  Orange, CA   UCI (CA University Hospital)   1.4   Q1 '16   19Riverside Regional Water Quality ControlPlant  Riverside, CA   City of Riverside (CA Municipality)   1.4   Q4 '16   20

Pfizer, Inc.  Groton, CT   Pfizer, Inc.   5.6   Q4 '16   20Santa Rita Jail  Dublin, CA   Alameda County, California   1.4   Q1 '17   20       Total MW Operating: 11.2      

 

74

 The following table summarizes projects in process as of October 31, 2018: 

Project Name Location Power Off-Taker

RatedCapacity

(MW)

EstimatedCommercial

Operation Date(FuelCellEnergy

Fiscal Quarter)

PPATerm

(Years)Triangle St  Danbury, CT   Eversource (CT Utility)   3.7     Q1 '19   TariffTulare BioMAT  Tulare, CA   PG&E CA (CA Utility)   2.8     Q2 '19   20Bolthouse Farms  Bakersfield, CA   Bolthouse Farms (Campbell's)        5.0     Q3 '19   20Groton Sub Base  Groton, CT   CMEEC (CT Electric Co-op)   7.4     Q4 '19   20Toyota  Los Angeles, CA   Southern California Edison; Toyota   2.2     Q3 '20   20LIPA 1  Long Island, NY   PSEG / LIPA, LI NY (Utility)   7.4     Q3 '20   20LIPA 2  Long Island, NY   PSEG / LIPA, LI NY (Utility)   18.5     Q4 '20   20LIPA 3  Long Island, NY   PSEG / LIPA, LI NY (Utility)   13.9     Q1 '21   20CT RFP-1  Hartford, CT   Eversource (CT Utility)   7.4     Q4 '21   20CT RFP-2  Derby, CT   United Illuminating (CT Utility)   14.8     Q2 '21   20       Total MW in Process: 83.1      

 The Company had a contract backlog totaling approximately $1.2 billion as of October 31, 2018.  The Company also had project awards with respect to 39.8 MWof LIPA projects totaling an additional $792.5 million, resulting in total backlog and awards of approximately $2.0 billion as of October 31, 2018. On December19, 2018, one LIPA PPA totaling 7.4 MW was executed and was included in backlog. The remaining PPAs are expected to be executed in the first half of fiscalyear 2019.

On August 28, 2018, the Company sold a 1.4 MW project previously classified as Generation backlog.  The Company also executed a service agreement with thecustomer, which was added to backlog as of October 31, 2018. The services backlog will be recognized as recurring revenue over the 15-year project term of ourservice agreement.

Backlog by revenue category is as follows: 

  • Services backlog totaled $316.0 million as of October 31, 2018 compared to $182.3 million as of October 31, 2017.  Services backlog includesfuture contracted revenue from routine maintenance and scheduled module exchanges for power plants under service agreements.

  • Generation  backlog  totaled  $839.5  million  as  of  October  31,  2018  compared  to  $296.3  million  as  of  October  31,  2017.    Generation  backlogrepresents future contracted energy sales under contracted PPAs between the Company and the end-user of the power.

  • Product sales backlog totaled $1.0 thousand as of October 31, 2018 compared to $31.3 million as of October 31, 2017.

  • Advanced Technologies contract backlog totaled $32.4 million as of October 31, 2018 compared to $44.3 million as of October 31, 2017.

Backlog represents definitive agreements executed by the Company and our customers. Projects with respect to which the Company intends to retain ownership areincluded in generation backlog, which represents future revenue under long-term PPAs. Projects sold to customers (and not retained by the Company) are includedin  product  sales  and  service  backlog.  Project  awards  referenced  by  the  Company  are  notifications  that  the  Company  has  been  selected,  typically  through  acompetitive  bidding process,  to  enter  into  definitive  agreements.  These  awards  have  been publicly  disclosed.    The Company is  working to  enter  into  definitiveagreements  with  respect  to  these  project  awards  and,  upon execution  of  a  definitive  agreement  with  respect  to  a  project  award,  that  project  award  will  becomebacklog.  Project  awards  that  were  not  included  in  backlog  as  of  October  31,  2018  include  the  39.8  MW LIPA project  awards  (which  are  expected  to  becomegeneration backlog). These awards in total represent approximately $792.5 million of future revenue potential over the life of the projects, assuming the Companyretains ownership of the projects .  If the Company were to sell such projects, the backlog amount would be decreased (in an amount determined by the

75

 

negotiated sales price at the time of sale) and would consist of product sales to be recognized over a one to two year period and service revenue to be recognizedover a twenty year term.

Factors that may impact our liquidity in fiscal year 2019 and beyond include:

  • Timing of project awards and factory production rate. The Company bids on large projects in diverse markets that can have long decision cyclesand uncertain outcomes.  The Company manages production rate based on expected demand and projects schedules. Changes to production ratetake time to implement. In fiscal 2018, the Company began to increase its production rate from a level of 25 MW and as of December 31, 2018 theproduction run-rate was approximately 35 MW on an annualized basis.

  • As project sizes evolve, project cycle times may increase. We may need to make significant up-front investments of resources in advance of thereceipt  of  any  cash  from the  sale  of  our  projects.  These  amounts  include  development  costs,  interconnection  costs,  posting  of  letters  of  credit,bonding or other forms of security, and incurring engineering, permitting, legal, and other expenses. 

  • The amount of accounts receivable as of October 31, 2018 and October 31, 2017 was $32.4 million ($9.4 million of which is classified as “Otherassets”) and $81.3 million ($12.8 million of which is classified as “Other assets”), respectively. Included in accounts receivable as of October 31,2018  and  October  31,  2017  was  $23.1  million  and  $38.3  million,  respectively,  of  unbilled  accounts  receivable.  Unbilled  accounts  receivablerepresents revenue that has been recognized in advance of billing the customer under the terms of the underlying contracts. Such costs have beenfunded with working capital  and the unbilled amounts are expected to be billed and collected from customers once we meet the billing criteriaunder the contracts.  Our accounts receivable balances may fluctuate as of any balance sheet date depending on the timing of individual contractmilestones and progress on completion of our projects.

  • The amount of total  inventory as of October 31, 2018 and October 31,  2017 was $53.6 million and $74.5 million,  respectively,  which includeswork in  process  inventory  totaling  $29.1 million  and $54.4 million,  respectively.  Work in  process  inventory  can generally  be deployed rapidlywhile the balance of our inventory requires further manufacturing prior to deployment.  As we continue to execute on our business plan, we mustproduce fuel cell modules and procure balance of plant (“BOP”) components in required volumes to support our planned construction schedulesand potential customer contractual requirements. As a result, we may manufacture modules or acquire BOP in advance of receiving payment forsuch activities. This may result in fluctuations of inventory and use of cash as of any balance sheet date.  

  • The amount of total project assets as of October 31, 2018 and October 31, 2017 was $99.6 million and $73.0 million, respectively. Project assetsconsist of capitalized costs for fuel cell projects that are either operating and producing revenue or under construction.  Project assets as of October31, 2018 consisted of $28.6 million of completed installations currently operating and $71.0 million of projects in development.  As of October 31,2018, we had 11.2 MW of our operating project assets that generated $7.2 million of revenue in fiscal 2018.  Also, as of October 31, 2018, theCompany had an additional 83.1 MW under development and construction, some of which is expected to generate operating cash flows in fiscalyear 2019. We expect this portfolio to continue to grow.

  • Under the terms of certain contracts, the Company will provide performance security for future contractual obligations. As of October 31, 2018,we had pledged approximately $40.9 million of our cash and cash equivalents as collateral for performance security and for letters of credit forcertain banking requirements and contracts. This balance may increase with a growing backlog and installed fleet.

  • For fiscal year 2019, we forecast capital expenditures in the range of $2.0 to $4.0 million compared to $10.0 million in fiscal year 2018.  Capitalexpenditures  for  fiscal  year  2019  reflect  maintenance  capital  expenditures.    Over  the  past  two  years,  we  have  completed  the  expansion  of  our65,000  square  foot  manufacturing  facility  in  Torrington,  Connecticut  by  adding  approximately  102,000  square  feet  for  a  total  size  of  167,000square feet.  Initially, this additional space will be used to enhance and streamline logistics functions through consolidation of satellite warehouselocations and will provide the space needed to reconfigure the existing production process to improve manufacturing efficiencies and realize costsavings.    Investments  in  2019  are  expected  to  include  finalizing  the  addition  of  module  conditioning  capacity  to  our  Torrington  facility.Commissioning is expected to be completed in the first quarter of fiscal year 2019, leading to expected logistics, time and cost savings as modulesare currently shipped to our Danbury, Connecticut facility for conditioning.

76

 

Cash Flows

Cash  and  cash  equivalents  and  restricted  cash  and  cash  equivalents  totaled  $80.2  million  as  of  October  31,  2018  compared  to  $87.4  million  as  of  October  31,2017.    As  of  October  31,  2018,  restricted  cash  and  cash  equivalents  was  $40.9  million,  of  which  $5.8  million  was  classified  as  current  and  $35.1  million  wasclassified  as  non-current,  compared  to  $38.1  million  total  restricted  cash  and  cash  equivalents  as  of  October  31,  2017,  of  which  $4.6  million  was  classified  ascurrent and $33.5 million was classified as non-current.

The following table summarizes our consolidated cash flows: 

  2018 2017 2016 Consolidated Cash Flow Data:                        

Net cash provided by (used in)   operating activities   $ 16,322    $ (71,845)   $ (46,595)Net cash used in investing activities     (51,260)     (31,444)     (41,452)Net cash provided by financing activities     27,717      72,292      120,658 

Effects on cash from changes in foreign currency   rates     12      129      (35)

Net (decrease) increase in cash and cash   equivalents   $ (7,209)   $ (30,868)   $ 32,576

 

 The key components of our cash inflows and outflows were as follows:

Operating Activities – Net cash provided by operating activities was $16.3 million during fiscal year 2018 compared to $71.8 million used in operating activitiesduring fiscal year 2017.  

Net cash provided by operating activities during fiscal year 2018 was primarily the result of decreases in accounts receivable of $48.7 million, inventories of $31.7million,  deferred revenue of $1.3 million and net  non-cash activity of $15.4 million.    Accounts receivable and inventory decreased primarily as a result  of cashreceived and inventory delivered under the HYD contract.    The amounts were offset by the net loss of $47.3 million for fiscal year 2018, decreases in accountspayable of $19.8 million and accrued liabilities of $11.3 million, and an increase in other assets of $2.3 million.

Net cash used in operating activities during fiscal year 2017 was primarily a result of the net loss of $53.9 million, increases in accounts receivable of $51.3 millionand inventory of $8.0 million,  and decreases in accrued liabilities of $2.3 million and deferred revenue of $0.9 million.    The decreases were offset  by non-cashactivity of $20.2 million and an increase in accounts payable of $25.0 million.

Investing Activities –  Net  cash  used  in  investing  activities  was  $51.3  million  during  fiscal  year  2018  compared  to  net  cash  used  in  investing  activities  of$31.4 million during fiscal year 2017.

Net  cash  used  in  investing  activities  during  fiscal  year  2018  included  a  $41.2  million  investment  in  project  assets  to  expand  our  operating  portfolio  and  $10.0million for capital expenditures.

Net  cash  used  in  investing  activities  during  fiscal  year  2017  included  a  $19.7  million  investment  in  project  assets  to  expand  our  operating  portfolio  and  $12.4million for capital expenditures which was primarily for the substantial completion of the Torrington facility expansion.  Net cash used for the year was offset bycash received in connection with an asset acquisition of $0.6 million.

Financing Activities - Net cash provided by financing activities was $27.7 million during fiscal year 2018 compared to $72.3 million in fiscal year 2017.

Net cash provided by financing activities during fiscal year 2018 resulted from net proceeds of $25.3 million received in connection with the offering and issuanceof Series D Preferred Stock, the receipt of $13.1 million under the amended Hercules Loan and Security Agreement and net proceeds received of $10.5 millionfrom warrant exercises

77

 

and sales of our common stock under the Sales Agreement offset by cash payments of $16.6 million primarily relating to repayments under the Hercules Loan andSecurity Agreement and the payment of preferred dividends and the return of capital of $4.2 million.

Net  cash  provided  by  financing  activities  during  fiscal  year  2017  included  net  proceeds  received  from  the  issuance  of  preferred  shares  of  $27.9  million,  cashreceived  from  a  common  stock  offering  of  $14.2  million,  cash  received  from  warrant  exercises  of  $12.7  million,  and  net  proceeds  from  open  market  sales  ofcommon  stock  of  $12.6  million.    Net  cash  provided  by  financing  activities  also  included  $17.9  million  of  net  proceeds  from debt  primarily  relating  to  a  sale-leaseback transaction with PNC.  Cash received was offset by the repayment of debt of $8.6 million, the payment of preferred dividends and the return of capital of$4.2 million.

Commitments and Significant Contractual Obligations

A summary of our significant future commitments and contractual  obligations as of October 31, 2018 and the related payments by fiscal year is summarized asfollows: (dollars in thousands) Payments Due by Period Less than 1 - 3 3 - 5 More Than Contractual Obligations Total 1 year years years 5 years Purchase commitments (1)   $ 63,984    $ 57,670    $ 6,223    $ 91    $ — Series 1 Preferred obligation (2)     5,287      952      4,335      —      — Term loans (principal and interest)     49,034      16,812      16,240      4,932      11,050 Capital and operating lease commitments (3)     5,889      1,078      1,051      756      3,004 Sale-leaseback financing obligation (4)     21,229      3,717      6,771      4,616      6,125 Option fee (5)     550      250      300      —      — Series B Preferred dividends payable (6)     —      —      —      —      — 

Total   $ 145,973    $ 80,479    $ 34,920    $ 10,395    $ 20,179 

 (1) Purchase commitments with suppliers for materials, supplies and services incurred in the normal course of business.(2) The terms of the Class A Cumulative Redeemable Exchangeable Preferred Share Agreement (the “Series 1 Preferred Share Agreement”) require payments

of (i) an annual amount of Cdn. $500,000 for dividends and (ii) an annual amount of Cdn. $750,000 as return of capital payments payable in cash. Thesepayments will end on December 31, 2020. Dividends accrue at a 1.25 percent quarterly rate on the unpaid principal balance, and additional dividends willaccrue on the cumulative unpaid dividends at a rate of 1.25 percent per quarter, compounded quarterly. On December 31, 2020, the amount of all accruedand unpaid dividends on the Series 1 Preferred Shares of Cdn. $21.1 million and the balance of the principal redemption price of Cdn. $4.4 million will bedue to the holders of the Series 1 Preferred Shares. The Company has the option of making dividend payments in the form of common stock or cash underterms outlined in the Series 1 Preferred Share Agreement. For purposes of preparing the above table, the final balance of accrued and unpaid dividends dueDecember 31, 2020 of Cdn. $21.1 million is assumed to be paid in the form of common stock and not included in this table.

(3) Future minimum lease payments on capital and operating leases.(4) The amount represents payments due on sale-leaseback transactions of our wholly-owned subsidiaries,  under their respective financing agreements with

PNC.  Lease payments under this facility are generally payable in fixed quarterly installments over a ten-year period.(5) The Company entered into an agreement with a customer on June 29, 2016 that includes a fee for the purchase of the plants at the end of the term of the

agreement.  The fee is payable in installments over the term of the agreement.(6) We pay $3.2 million in annual dividends on our Series B Preferred Stock. The $3.2 million annual dividend payment has not been included in this table as

we cannot  reasonably  determine  when or  if  we will  be  able  to  convert  the  Series  B Preferred  Stock into  shares  of  our  common stock.  We may,  at  ouroption, convert these shares into the number of shares of our common stock that are issuable at the then prevailing conversion rate if the closing price ofour  common  stock  exceeds  150  percent  of  the  then  prevailing  conversion  price  ($141  per  share  at  October  31,  2018)  for  20  trading  days  during  anyconsecutive 30 trading day period.

 

78

 In  November  2016,  the  Company’s  wholly-owned  subsidiary,  FuelCell  Finance,  entered  into  a  membership  interest  purchase  agreement  with  GW Power  LLC(“GWP”) whereby FuelCell Finance purchased all of the outstanding membership interests in New Britain Renewable Energy, LLC (“NBRE”) from GWP.  GWPassigned  the  NBRE  interest  to  FuelCell  Finance  free  and  clear  of  all  liens  other  than  a  pledge  in  favor  of  Webster  Bank,  National  Association  (“WebsterBank”).    FuelCell  Finance assumed the debt outstanding with Webster  Bank in the amount of $2.3 million.    The term loan interest  rate is  5.0% per annum andpayments due on a quarterly basis commenced in January 2017.  The balance outstanding as of October 31, 2018 was $1.1 million. In April 2016, the Company entered into a loan and security agreement (the “Hercules Agreement”) with Hercules Capital,  Inc. (“Hercules”) for a loan with anaggregate  principal  amount  of  up to  $25.0 million,  subject  to  certain  terms and conditions.    The Company received an initial  term loan advance on the  date  ofclosing of $15.0 million and an additional $5.0 million in September 2016.  The loan was a 30 month secured facility. The term loan interest rate was previously9.75% per annum and increased to 10.0% per annum during the three months ended January 31, 2018 as a result of the increase in the prime rate.  In addition tointerest, which is paid on a monthly basis, principal payments commenced on November 1, 2017 in equal monthly installments.   The loan balance and all accruedand unpaid interest was due and payable by October 1, 2018.  Under the terms of the Hercules Agreement, there was an end of term charge of $1.7 million also dueand paid October 31, 2018. The Hercules Agreement was amended on September 5, 2017, October 27, 2017, March 28, 2018, August 29, 2018 and December 19, 2018.  The March 28, 2018Amendment (the “March Amendment”) allowed the Company to draw a term loan advance of $13.1 million.  The aggregate amount outstanding, which includedthe amount outstanding under the original Hercules Agreement of $11.9 million and the term loan advance under the March Amendment, was $25.0 million as ofOctober 31, 2018.  The term loan maturity date is April 1, 2020.  Payments for the aggregate amount outstanding are interest only for the initial 12-month period,followed by equal  monthly installments  of principal  and interest  until  the term loan maturity  date and the term loan interest  rate was 10.15% per annum whichincreased to 10.40% in June 2018 and to 10.65% in September 2018 as a result of the increases in the prime rate.  The term loan interest rate is the greater of either(i) 9.90% plus the prime rate minus 4.50%, and (ii) 9.90%.  The end of term charge of $1.7 million was paid on October 1, 2018.  An additional end of term chargeof $0.9 million will be due on April 1, 2020.  The end of term charge is being accreted over a 30-month term.   As collateral for obligations under the Hercules Agreement, as amended, the Company granted Hercules a security interest in FuelCell Energy, Inc.’s existing andthereafter-acquired assets except for intellectual property and certain other excluded assets.  The collateral does not include assets held by FuelCell Finance or anyproject subsidiary thereof. The Company may continue to collateralize and finance its project subsidiaries through other lenders and partners.  Under the HerculesAgreement, as amended, there is a minimum cash covenant which requires the Company to maintain an unrestricted cash balance in accounts subject to an accountcontrol agreement in favor of Hercules of at least the greater of (a) 75% of the outstanding loan balance plus (b) the amount of accounts payable (as defined underGAAP)  not  paid  within  90  days  of  the  date  payment  was  issued.    The  Hercules  Agreement,  as  amended,  contains  customary  representations  and  warranties,affirmative  and  negative  covenants,  and  events  of  default  that  entitle  Hercules  to  cause  our  indebtedness  under  the  agreement  to  become  immediately  due  andpayable.  On August 29, 2018, in connection with the issuance of Series D Preferred Stock, the Company and Hercules (and various affiliated entities) entered into the fourthamendment to the Hercules Agreement to (i) modify the definition of “Permitted Indebtedness” to include certain redemption and/or conversion rights as set forthin the Series D Certificate of Designation, (ii) permit the Company, so long as no event of default has occurred and is continuing, to repurchase or redeem stock incash pursuant  to  the  redemption  and/or  conversion  rights  set  forth  in  the  Series  D Certificate  of  Designation; provided  that,  the  Company must  make any suchrepurchase, redemption or payment in common stock and not in cash or other consideration unless prohibited pursuant to the terms of the Series D Certificate ofDesignation  or  otherwise  prohibited  by  applicable  law,  (iii)  permit  the  Company,  so  long  as  no  event  of  default  has  occurred  and  is  continuing,  to  pay  cashdividends  under  the  Series  D  Preferred  Shares  as  required  in  the  Series  D  Certificate  of  Designation;  provided  that,  the  Company  must  pay  such  dividends  incommon stock and not in cash or other consideration unless prohibited pursuant to the terms of the Series D Certificate of Designation or otherwise prohibited byapplicable law, and (iv) add a new event of default, which occurs upon the delivery of a Triggering

79

 Event Redemption Notice (as defined under the Series D Certificate of Designation) under the Series D Certificate of Designation.

On  December  19,  2018,  to  facilitate  the  Generate  Lending  Construction  Loan  Agreement  described  above,  the  Company  and  Hercules  (and  various  affiliatedentities)  entered  into  the  fifth  amendment  to  the  Hercules  Agreement  to  (i)  modify  the  definitions  of  “Permitted  Investment”,  “Permitted  Liens”,  “ProjectCompanies”, “Project Company Indebtedness”, and “Qualified Subsidiary” to permit the creation of a new holding company, FuelCell Energy Finance II, LLC, tohold  the  membership  interests  of  project  companies  to  be  funded  under  the  Facility  with  Generate  Lending  described  above  and  (ii)  modify  the  definition  of“Project Roundtrip Transaction” to increase the investment amount under a Project Roundtrip Transaction to $40.0 million.

In November 2015, the Company closed on a definitive Assistance Agreement with the State of Connecticut and received a disbursement of $10.0 million, whichwas used for the first phase of the expansion of our Torrington, Connecticut manufacturing facility.  In conjunction with this financing, the Company entered into a$10.0  million  Promissory  Note  and  related  security  agreements  securing  the  loan  with  equipment  liens  and  a  mortgage  on  its  Danbury,  Connecticutlocation.  Pursuant to the terms of the loan, payment of principal is deferred for the first four years with principal payments beginning in November 2019.  Monthlyinterest payments at a fixed rate of 2.0 percent per annum began in December 2015.  The financing is payable over 15 years, and is predicated on certain terms andconditions, including the forgiveness of up to 50 percent of the loan principal if certain job retention and job creation targets are reached.  

On  April  17,  2017,  the  Company  entered  into  an  amendment  to  the  Assistance  Agreement  extending  certain  of  the  job  creation  target  dates  until  October  28,2019.    In  addition,  the Company may receive  up to $10.0 million of  non-refundable  transferable  tax credits  if  certain  terms and conditions  are  met.    Under  theAssistance Agreement, as amended, the Company targeted employment of 703 Connecticut employees by October 2019.  In connection with this amendment to theAssistance Agreement, in July 2018, the Company announced an increase in its annual production rate and committed to hire over 100 employees.  As of October31, 2018, the Company had 431 Connecticut employees.  If the Company does not meet this target in the required time period, principal under the promissory notewill be paid at an annual rate of $14.0 thousand for each employee under the 703 employee target.  The Company cannot currently predict whether the time periodfor meeting this target will be extended.

As discussed above, on July 30, 2014, the Company’s subsidiary, FuelCell Finance, entered into a Loan Agreement with NRG.  Pursuant to the Loan Agreement,NRG extended a $40.0 million Loan Facility to FuelCell Finance for the purpose of accelerating project development by the Company and its subsidiaries.  Underthe  Loan  Agreement,  FuelCell  Finance  and  its  subsidiaries  were  permitted  to  draw  on  the  Loan  Facility  to  finance  the  construction  of  projects  through  thecommercial operating date of the power plants.  Additionally, FuelCell Finance had the option to continue the financing term for each project after the commercialoperating  date  for  a  maximum  term  of  five  years  per  project.    The  interest  rate  is  8.5  percent  per  annum  for  construction-period  financing  and  8.0  percentthereafter.  As of October 31, 2018, there was no outstanding balance on this facility.  

On December 13, 2018, FuelCell Finance’s wholly owned subsidiary, Central CA Fuel Cell 2, LLC, drew a construction loan advance of $5.8 million under theLoan Facility. This advance will be used to support the completion of construction of the 2.8 MW Tulare BioMAT project in California. This plant is expected tomeet  its  commercial  operations  date  (COD)  in  March  2019.        In  conjunction  with  the  December  13,  2018  draw,  FuelCell  Finance  and  NRG entered  into  anamendment  to  the  Loan  Agreement  (the  “Amendment”)  to  revise  the  definitions  of  the  terms  “Maturity  Date”  and  “Project  Draw  Period”  under  the  LoanAgreement and to make other related revisions.  Prior to the Amendment, FuelCell Finance and its subsidiaries were able to request draws under the Loan Facilitythrough  July  30,  2019 and  the  maturity  date  of  each  note  under  the  Loan  Facility  was  five  years  after  the  first  disbursement  under  such  note.    Pursuant  to  theAmendment, FuelCell Finance and its subsidiaries may now request draws only through December 31, 2018 and the maturity date of each note is the earlier of (a)March  31,  2019  and  (b)  the  COD (commercial  operation  date  or  substantial  completion  date,  as  applicable)  with  respect  to  the  fuel  cell  project  owned  by  theborrower under such note.  There are currently no other drawdowns or outstanding balances under the Loan Facility.

In March 2013, we closed on a long-term loan agreement with the Clean Energy Finance and Investment Authority, now known as the Connecticut Green Bank,totaling  $5.9  million  in  support  of  the  Bridgeport  fuel  cell  park  project.    The  loan  agreement  carries  an  interest  rate  of  5.0  percent  per  annum  and  principalrepayments will commence on the

80

 

eighth  anniversary  of  the  project’s  provisional  acceptance  date  which  is  December  20,  2021.    Outstanding  amounts  are  secured  by  future  cash  flows  from theBridgeport fuel cell park contracts. The outstanding balance on the Connecticut Green Bank Note as of October 31, 2018 was $6.1 million.

In  April  2008,  we  entered  into  a  10-year  loan  agreement  with  the  Connecticut  Development  Authority  allowing  for  a  maximum  amount  borrowed  of  $4.0million. As of October 31, 2018, we had an outstanding balance of $0.3 million on this loan. The interest rate is 5.0 percent per annum.  Interest only paymentscommenced  in  January  2014  and  the  loan  is  collateralized  by  the  assets  procured  under  this  loan  as  well  as  $4.0  million  of  additional  machinery  andequipment. Repayment terms required interest and principal payments through May 2018.  However, the repayment terms were modified in April 2018, such thatthe remaining balance and interest will be paid on a monthly basis through December 2018.

We have pledged approximately $40.9 million of our cash and cash equivalents as performance security and for letters of credit for certain banking requirementsand contracts. As of October 31, 2018, outstanding letters of credit totaled $3.8 million. These expire on various dates through August 2025.  Under the terms ofcertain contracts, the Company will provide performance security for future contractual obligations.  The restricted cash balance as of October 31, 2018 includes$15.0 million which was placed in a Grantor’s Trust account to secure certain Company obligations under the 15-year service agreement for the Bridgeport fuel cellpark project and is reflected as long-term restricted cash.  The restrictions on the $15.0 million will be removed upon completion of the final module exchange atthe  Bridgeport  fuel  cell  park  project  under  the  terms of  the  service  agreement.    The restricted  cash balance  as  of  October  31,  2018 also  includes  $18.2  millionprimarily to support obligations of the power purchase and service agreements related to the PNC sale-leaseback transactions.

As of October 31, 2018, we had uncertain tax positions aggregating $15.7 million and have reduced our NOL carryforwards by this amount. Because of the level ofNOLs and valuation allowances, unrecognized tax benefits, even if not resolved in our favor, would not result in any cash payment or obligation and therefore havenot been included in the contractual obligation table under the heading “Commitments and Significant Contractual Obligations.”

In addition to the commitments listed in the table under the heading “Commitments and Significant Contractual Obligations,” we have the following outstandingobligations:

Power purchase agreements

Under the terms of our PPAs, customers agree to purchase power from our fuel cell power plants at negotiated rates. Electricity rates are generally a function of thecustomers’ current and estimated future electricity pricing available from the grid. We are responsible for all operating costs necessary to maintain, monitor andrepair our fuel cell power plants. Under certain agreements, we are also responsible for procuring fuel, generally natural gas or biogas, to run our fuel cell powerplants.  In addition, under certain agreements, we are required to produce minimum amounts of power under our PPAs and we have the right to terminate PPAs bygiving written notice to the customer, subject to certain exit costs.  As of October 31, 2018, our operating portfolio was 11.2 MW.

Service and warranty agreements

We warranty  our  products  for  a  specific  period  of  time  against  manufacturing  or  performance  defects.  Our  standard  U.S.  warranty  period  is  generally  fifteenmonths after shipment or twelve months after acceptance of the product. In addition to the standard product warranty, we have contracted with certain customers toprovide services to ensure the power plants meet minimum operating levels for terms of up to twenty years. Pricing for service contracts is based upon estimates offuture costs, which could be materially different from actual expenses. Refer to “Critical Accounting Policies and Estimates” for additional details.

Advanced Technologies contracts

We  have  contracted  with  various  government  agencies  and  certain  companies  from  private  industry  to  conduct  research  and  development  as  either  a  primecontractor  or  sub-contractor  under  multi-year,  cost-reimbursement  and/or  cost-share  type  contracts  or  cooperative  agreements.  Cost-share  terms  require  thatparticipating contractors share the

81

 

total  cost  of the project  based on an agreed upon ratio.  In many cases,  we are reimbursed only a portion of the costs incurred or to be incurred on the contract.While  government  research  and development  contracts  may extend  for  many years,  funding is  often  provided incrementally  on a  year-by-year  basis  if  contractterms are met and Congress authorizes the funds.  As of October 31, 2018, Advanced Technologies contracts backlog totaled $32.4 million, of which $15.9 millionis funded and $16.5 million is unfunded. Should funding be terminated or delayed or if business initiatives change, we may choose to devote resources to otheractivities, including internally funded research and development.

Off-Balance Sheet Arrangements

We have no off-balance sheet debt or similar obligations, other than operating leases, which are not classified as debt. We do not guarantee any third-party debt.See Note 19 “Commitments and Contingencies” to our consolidated financial statements for the year ended October 31, 2018 included in this Annual Report onForm 10-K for further information. 

CRITICAL ACCOUNTING POLICIES AND ESTIMATES

The preparation of financial statements and related disclosures requires management to make estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets,liabilities,  revenues  and  expenses  and  the  disclosure  of  contingent  assets  and  liabilities.  Actual  results  could  differ  from those  estimates.  Estimates  are  used  inaccounting  for,  among  other  things,  revenue  recognition,  contract  loss  accruals,  excess,  slow-moving  and  obsolete  inventories,  product  warranty  accruals,  lossaccruals on service agreements, share-based compensation expense, allowance for doubtful accounts, depreciation and amortization, impairment of goodwill andin-process research and development intangible assets, impairment of long-lived assets (including project assets) and contingencies. Estimates and assumptions arereviewed periodically, and the effects of revisions are reflected in the consolidated financial statements in the period they are determined to be necessary.

Our critical accounting policies are those that are both most important to our financial condition and results of operations and require the most difficult, subjectiveor complex judgments on the part of management in their application, often as a result of the need to make estimates about the effect of matters that are inherentlyuncertain. Our accounting policies are set forth below.

Goodwill and Intangible Assets

Goodwill represents the excess of the aggregate purchase price over the fair value of the net assets acquired in a purchase business combination and is reviewed forimpairment at least annually. The intangible asset represents indefinite lived in-process research and development for cumulative research and development effortsassociated with the development of solid oxide fuel cells (SOFC) stationary power generation and is also reviewed at least annually for impairment.

Accounting Standards Codification Topic 350, "Intangibles - Goodwill and Other," (ASC 350) permits the assessment of qualitative factors to determine whetherevents and circumstances lead to the conclusion that it is necessary to perform the two-step goodwill impairment test required under ASC 350.

The Company completed its annual impairment analysis of goodwill and in-process research and development assets as of July 31, 2018 and 2017.  The Companyperformed a qualitative assessment for fiscal year 2018 and determined that it was more likely than not that there was no impairment of goodwill or the indefinitelived intangible asset.

Impairment of Long Lived Assets (including Project Assets)

Long-lived  assets  are  reviewed  for  impairment  whenever  events  or  changes  in  circumstances  indicate  that  the  carrying  amount  of  an  asset  group  may  not  berecoverable. If events or changes in circumstances indicate that the carrying amount of the asset group may not be recoverable, we compare the carrying amount ofan asset group to future undiscounted net cash flows, excluding interest costs, expected to be generated by the asset group and their ultimate disposition. If the sumof the undiscounted cash flows is less than the carrying value, the impairment to be recognized

82

 

is  measured  by  the  amount  by  which  the  carrying  amount  of  the  asset  group  exceeds  the  fair  value  of  the  asset  group. The  Company  recorded  a $0.5 millionimpairment of a project asset for the year ended October 31, 20 18 due to the termination of a project . No impairments were recorded for the year ended October31, 2017.

Revenue Recognition

We earn revenue from (i) the sale and installation of fuel cell power plants including site engineering and construction services, (ii) sale of completed project assets,(iii) equipment only sales (modules, BOPs, component part kits and spare parts to customers), (iv) performance under long-term service agreements, (v) the sale ofelectricity  and  other  value  streams  under  PPAs  and  utility  tariffs  from  project  assets  retained  by  the  Company,  (vi)  license  fees  and  royalty  income  frommanufacturing and technology transfer agreements, and (vii) government and customer-sponsored Advanced Technologies projects.

As further clarification, revenue elements are classified as follows:

Product. Includes the sale of completed project assets, sale and installation of fuel cell power plants and site engineering and construction services, and thesale of component part kits, modules, BOPs and spare parts to customers.

Service and license. Includes  performance  under  long-term  service  agreements  for  power  plants  owned  by  third  parties  and  license  fees  and  royaltyincome from manufacturing and technology transfer agreements.

Generation. Includes the sale of electricity under PPAs and utility tariffs from project assets retained by the Company. This also includes revenue receivedfrom the sale of other value streams from these assets including the sale of heat, steam and renewable energy credits.

Advanced Technologies. Includes revenue from customer-sponsored and government-sponsored Advanced Technologies projects.

Our revenue is generated from customers located throughout the U.S., Europe and Asia and from agencies of the U.S. government.

For customer contracts where the Company is responsible for supply of equipment and site construction (full turn-key construction project) and has adequate costhistory and estimating experience, and with respect to which management believes it can reasonably estimate total contract costs, revenue is recognized under thepercentage of completion method of accounting. The use of percentage of completion accounting requires significant judgment relative to estimating total contractcosts, including assumptions relative to the length of time to complete the contract, the nature and complexity of the work to be performed and total project costs.Our  estimates  are  based  upon  the  professional  knowledge  and  experience  of  our  engineers,  project  managers  and  other  personnel,  who  review  each  long-termcontract on a quarterly basis to assess the contract’s schedule, performance, technical matters and estimated cost at completion. When changes in estimated contractcosts  are  identified,  such  revisions  may  result  in  current  period  adjustments  to  operations  applicable  to  performance  in  prior  periods.  Revenues  are  recognizedbased on the percentage of the contract value that incurred costs to date bear to estimated total contract costs, after giving effect to estimates of costs to completebased on most recent information. For customer contracts for new or significantly customized products, where management does not believe it has the ability toreasonably estimate total contract costs, revenue is recognized using the completed contract method and therefore all revenue and costs for the contract are deferredand not recognized until installation and acceptance of the power plant is complete. We recognize anticipated contract losses as soon as they become known andestimable.  Actual results could vary from initial estimates and estimates will be updated as conditions change.

Revenue from equipment only sales where the Company does not have the obligations associated with overall construction of the project (modules, BOPs, fuel cellkits and spare parts sales) are recognized upon shipment or title transfer under the terms of the customer contract. Terms for certain contracts provide for a transferof title and risk of loss to our customers at our factory locations and certain key suppliers upon completion of our contractual requirement to produce products andprepare the products for shipment.

83

 

Revenue from service agreements is generally recorded ratably over the term of the service agreement, as our performance of routine monitoring and maintenanceunder these service agreements is generally expected to be incurred on a straight-line basis.  For service agreements where we expect to have a module exchange atsome point during the term (generally service agreements in excess of five years), the costs of performance are not expected to be incurred on a straight-line basis,and therefore, a portion of the initial contract value related to the module exchange(s) is deferred and is recognized upon such module replacement event(s).

We  recognize  license  fees  and  other  revenue  over  the  term  of  the  associated  agreement.  The  Company  records  license  fees  and  royalty  income  from  POSCOEnergy  as  a  result  of  manufacturing  and  technology  transfer  agreements  entered  into  in  2007,  2009  and  2012.    The  manufacturing  and  technology  transferagreements we entered with POSCO Energy collectively provide them with the rights to manufacture SureSource power plants in South Korea and exclusive rightsto sell in Asia.

Under PPAs and project assets retained by the Company, revenue from the sale of electricity and other value streams is recognized as electricity is provided to thecustomer.  These revenues are classified as generation revenues.

Advanced  Technologies  contracts  include  both  private  industry  and  government  entities.    Revenue  from  most  government  sponsored  Advanced  Technologiesprojects is recognized as direct costs are incurred plus allowable overhead less cost share requirements, if any.  Revenue from fixed price Advanced Technologiesprojects  is  recognized  using  percentage  of  completion  accounting.  Advanced  Technologies  programs  are  often  multi-year  projects  or  structured  in  phases  withsubsequent phases dependent on reaching certain milestones prior to additional funding being authorized.  Government contracts are typically structured with cost-reimbursement and/or cost-shared type contracts or cooperative agreements. We are reimbursed for reasonable and allocable costs up to the reimbursement limitsset by the contract or cooperative agreement, and on certain contracts we are reimbursed only a portion of the costs incurred.

Sale-Leaseback Accounting

From  time  to  time,  the  Company,  through  a  wholly-owned  subsidiary,  enters  into  sale-leaseback  transactions  for  commissioned  project  assets  where  we  haveentered into a PPA with a customer who is both the site host and end user of the power (the "Customer").  Due to the Company's continuing involvement with theproject and the projects being considered integral equipment, sale accounting is precluded by ASC 840-40.  Accordingly, the Company uses the financing methodto account for these transactions.

Under the financing method of accounting for a sale-leaseback, the Company does not recognize as income any of the sale proceeds received from the lessor thatcontractually constitutes payment to acquire the assets subject to these arrangements. Instead, the sale proceeds received are accounted for as financing obligationsand  leaseback  payments  made  by  the  Company  are  allocated  between  interest  expense  and  a  reduction  to  the  financing  obligation.  Interest  on  the  financingobligation is  calculated using the Company’s incremental  borrowing rate at  the inception of the arrangement  on the outstanding financing obligation.  While wereceive  financing  for  the  full  value  of  the  related  power  plant  asset,  we  have  not  recognized  revenue  on  the  sale  leaseback  transaction.    Instead,  revenue  isrecognized  through the  sale  of  electricity  and energy credits  which are  generated  as  energy is  produced.    The sale-leaseback  arrangements  with  PNC allow theCompany to repurchase the project assets at fair market value.

Inventories

Inventories consist principally of raw materials and work-in-process.  Inventories are reviewed to determine if valuation adjustments are required for obsolescence(excess, obsolete, and slow-moving inventory). This review includes analyzing inventory levels of individual parts considering the current design of our productsand production requirements as well as the expected inventory needs for maintenance on installed power plants.

Warranty and Service Expense Recognition

We warranty our products for a specific period of time against manufacturing or performance defects. Our U.S. warranty is limited to a term generally 15 monthsafter shipment or 12 months after acceptance of our products. We

84

 

accrue for estimated future warranty costs based on historical experience. We also provide for a specific accrual if there is a known issue requiring repair during thewarranty period. Estimates used to record warranty accruals are updated as we gain further operating experience. As of October 31, 2018 and October 31, 2017, thewarranty accrual, which is classified in accrued liabilities on the Consolidated Balance Sheets, totaled $0.1 million and $0.3 million, respectively.

In  addition  to  the  standard  product  warranty,  we  have  entered  into  service  agreements  with  certain  customers  to  provide  monitoring,  maintenance  and  repairservices  for  fuel  cell  power  plants.  Under  the  terms  of  these  service  agreements,  the  power  plant  must  meet  a  minimum  operating  output  during  the  term.  Ifminimum output falls below the contract requirement, we may be subject to performance penalties or may be required to repair and/or replace the customer's fuelcell  module(s).  The  Company  has  accrued  for  performance  guarantees  for  service  agreements  of  $1.1  million  and  $2.2  million  as  of  October  31,  2018  andOctober 31, 2017, respectively.

The  Company  records  loss  accruals  on  all  service  agreements  when  the  estimated  cost  of  future  module  exchanges  and  maintenance  and  monitoring  activitiesexceed the remaining unrecognized contract value. Estimates for future costs on service agreements are determined by a number of factors including the estimatedremaining life of the module, used replacement modules available, and future operating plans for the power plant. Our estimates are performed on a contract bycontract basis and include cost assumptions based on what we anticipate the service requirements will be to fulfill obligations for each contract. As of October 31,2018 and October 31, 2017, our accruals on service agreement contracts totaled $0.9 million and $1.1 million, respectively.

At the end of our service agreements, customers are expected to either renew the service agreement or, based on the Company's rights to title for the module, themodule will be returned to the Company as the plant is no longer being maintained.  As of October 31, 2018 and October 31, 2017, the related residual value assetwas $1.2 million and $1.0 million, respectively.

ACCOUNTING GUIDANCE UPDATE

Recently Adopted Accounting Guidance

In  March  2016,  the  Financial  Accounting  Standards  Board  (the  “FASB”)  issued  Accounting  Standards  Update  (“ASU”)  No.  2016-09,  “Compensation  -  StockCompensation” (Topic 718): Improvements to Employee Share-Based Payment Accounting (“ASU 2016-09”). ASU 2016-09 is effective for fiscal years beginningafter December 15, 2016, including interim periods within those fiscal years. The adoption of ASU 2016-09 resulted in no net impact to equity as the additionaldeferred tax asset recorded for previously unrecognized net operating loss carryforwards of $7.8 million was offset by a valuation allowance of the same amount.

In  July  2015,  the  FASB issued  ASU 2015-11,  “Inventory  (Topic  330)  –  Simplifying  the  Measurement  of  Inventory.”  This  guidance  changes  the  measurementprinciple for inventory from the lower of cost or market to the lower of cost and net realizable value. Net realizable value is defined as estimated selling prices inthe ordinary course of business, less reasonably predictable costs of completion, disposal, and transportation. This guidance is effective for fiscal years, and interimperiods within those years, beginning after December 15, 2016. The Company adopted this standard in fiscal year 2018. The adoption of this standard did not havean impact on the Company’s consolidated financial statements.

Recent Accounting Guidance Not Yet Effective

In May 2014, the FASB issued ASU No. 2014-09, “Revenue from Contracts with Customers (Topic 606).” This ASU provides for five principles, which should befollowed to determine the appropriate amount and timing of revenue recognition for the transfer of goods and services to customers. The principles in this ASUshould be applied to all contracts with customers regardless of industry. The Company will adopt this ASU in the first quarter of fiscal year 2019.  The Companyhas numerous different revenue sources including the sale and installation of fuel cell power plants, site engineering and construction services, sale of modules andspare parts, extended warranty service agreements, sale of electricity under power purchase agreements, license fees and royalty income from manufacturing andtechnology transfer agreements and customer-sponsored Advanced Technologies projects.  This requires application of various revenue recognition methods undercurrent accounting guidance.  The Company has decided to

85

 

use the modified retrospective transition method. The adoption of this ASU is expected to result in a cumulative effect adjustment increasing Accumulated deficitby  approximately  between  $7.0  million  and  $10.0  million  on  November  1,  2018,  which  is  the  result  of  the  change  in  timing  of  revenue  recognition  for  theCompany’s service agreements and license revenue.  

In February 2016, the FASB issued ASU 2016-02, “Leases” which,  for operating leases,  requires a lessee to recognize a right-of-use asset  and a lease liability,initially measured at the present value of the lease payments, in its balance sheet. The standard also requires a lessee to recognize a single lease cost, calculated sothat the cost of the lease is allocated over the lease term, on a generally straight-line basis. This ASU is effective for public companies for fiscal years beginningafter December 15, 2018, including interim periods within those fiscal years (first quarter of fiscal year 2020 for the Company). Early adoption is permitted. TheCompany has  both  operating  and capital  leases  (refer  to  Note  18.  Commitments  and Contingencies)  as  well  as  sale-leasebacks  accounted  for  under  the  financemethod  and  may  have  other  arrangements  that  contain  embedded  leases  as  characterized  in  this  ASU.    We  expect  that  adoption  of  this  ASU will  result  in  therecognition of right-of-use assets and lease liabilities not currently recorded in our consolidated financial statements under existing accounting guidance. However,we are  still  evaluating  all  of  the  Company’s  contractual  arrangements  and  the  impact  that  adoption  of  ASU 2016-02 will  have  on  the  Company’s  consolidatedfinancial statements.

In  January  2017,  the  FASB  issued  ASU  No.  2017-04,  “Intangibles-Goodwill  and  Other  (Topic  350):  Simplifying  the  Test  for  Goodwill  Impairment”  whichprovides for a one-step quantitative impairment test, whereby a goodwill impairment loss will be measured as the excess of a reporting unit’s carrying amount overits fair value (not to exceed the total goodwill allocated to that reporting unit). It eliminates Step 2 of the current two-step goodwill impairment test, under which agoodwill impairment loss is measured by comparing the implied fair value of a reporting unit’s goodwill with the carrying amount of that goodwill. The standard iseffective,  on  a  prospective  basis  for  interim  and  annual  periods  beginning  after  December  15,  2019,  with  early  adoption  permitted.  Management  is  currentlyassessing the impact the standard will have on the Company, but it is not expected to have a material impact on the Company’s consolidated financial statements.

86

 Item 7A. QUANTITATIVE AND QUALITAT IVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK

Interest Rate Exposure

Cash  is  invested  overnight  with  high  credit  quality  financial  institutions  and  therefore  we  are  not  exposed  to  market  risk  on  our  cash  holdings  from  changinginterest rates. Based on our overall interest rate exposure as of October 31, 2018, including all interest rate sensitive instruments, a change in interest rates of 1%would not have a material impact on our results of operations.

Foreign Currency Exchange Risk

As of  October  31,  2018,  approximately  4% of  our  total  cash,  cash  equivalents  and  investments  were  in  currencies  other  than  U.S.  dollars  (primarily  the  Euro,Canadian dollars  and South Korean Won) and we have no plans of repatriation.  We make purchases from certain vendors in currencies other than U.S. dollars.Although we have not experienced significant foreign exchange rate losses to date, we may in the future, especially to the extent that we do not engage in currencyhedging  activities.  The  economic  impact  of  currency  exchange  rate  movements  on  our  operating  results  is  complex  because  such  changes  are  often  linked  tovariability  in  real  growth,  inflation,  interest  rates,  governmental  actions  and other  factors.  These  changes,  if  material,  may cause  us  to  adjust  our  financing  andoperating strategies.

Derivative Fair Value Exposure

Series 1 Preferred Shares

The  conversion  feature  and  the  variable  dividend  obligation  of  our  Series  1  Preferred  Shares  are  embedded  derivatives  that  require  bifurcation  from  the  hostcontract. The aggregate fair value of these derivatives included within long-term debt and other liabilities as of October 31, 2018 and 2017 was $0.8 million foreach period presented. The fair value was based on valuation models using various assumptions, including historical stock price volatility, risk-free interest rate anda credit spread based on the yield indexes of technology high yield bonds, foreign exchange volatility as the Series 1 Preferred Shares are denominated in Canadiandollars, and the closing price of our common stock. Changes in any of these assumptions would change the underlying fair value with a corresponding charge orcredit to operations.

87

 Item 8. CONSOLI DATED FINANCIAL STATEMENTS AND SUPPLEMENTARY DATA Index to the Consolidated Financial Statements Page     

Report of Independent Registered Public Accounting Firm   89     

Consolidated Balance Sheets at October 31, 2018 and 2017   91     

Consolidated Statements of Operations and Comprehensive Loss for the Years Ended October 31, 2018, 2017 and 2016   92     

Consolidated Statements of Changes in Equity for the Years Ended October 31, 2018, 2017 and 2016   93     

Consolidated Statements of Cash Flows for the Years Ended October 31, 2018, 2017 and 2016   94     

Notes to Consolidated Financial Statements   95    

88

 Report of Independent Regist ered Public Accounting Firm

 To the Stockholders and Board of Directors FuelCell Energy, Inc.:

Opinions on the Consolidated Financial Statements and Internal Control Over Financial Reporting

We have audited the accompanying consolidated balance sheets  of  FuelCell  Energy,  Inc.  and subsidiaries  (the Company) as of  October 31,  2018 and 2017, therelated  consolidated  statements  of  operations  and  comprehensive  loss,  changes  in  equity,  and  cash  flows  for  each  of  the  years  in  the  three-year  period  endedOctober 31, 2018, and the related notes (collectively, the consolidated financial statements). We also have audited the Company’s internal control over financialreporting  as  of  October  31,  2018,  based  on  criteria  established  in  Internal Control – Integrated Framework (2013) issued  by  the  Committee  of  SponsoringOrganizations of the Treadway Commission.  

In our opinion, the consolidated financial statements referred to above present fairly, in all material respects, the financial position of the Company as of October31, 2018 and 2017, and the results of its operations and its cash flows for each of the years in the three-year period ended October 31, 2018, in conformity with U.S.generally accepted accounting principles. Also in our opinion, the Company maintained, in all material respects, effective internal control over financial reportingas of October 31, 2018, based on criteria established in Internal Control – Integrated Framework (2013) issued by the Committee of Sponsoring Organizations ofthe Treadway Commission.

Basis for Opinions

The Company’s management is responsible for these consolidated financial statements, for maintaining effective internal control over financial reporting, and forits  assessment  of  the effectiveness  of  internal  control  over  financial  reporting,  included in  the accompanying Management’s  Annual  Report  on Internal  ControlOver  Financial  Reporting.  Our  responsibility  is  to  express  an  opinion  on  the  Company’s  consolidated  financial  statements  and  an  opinion  on  the  Company’sinternal  control  over financial  reporting based on our audits.  We are a public accounting firm registered with the Public Company Accounting Oversight  Board(United States) (PCAOB) and are required to be independent with respect to the Company in accordance with the U.S. federal securities laws and the applicablerules 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  audits  to  obtain  reasonableassurance  about  whether  the  consolidated  financial  statements  are  free  of  material  misstatement,  whether  due  to  error  or  fraud,  and  whether  effective  internalcontrol over financial reporting was maintained in all material respects.

Our  audits  of  the  consolidated  financial  statements  included  performing  procedures  to  assess  the  risks  of  material  misstatement  of  the  consolidated  financialstatements,  whether due to error or fraud, and performing procedures that respond to those risks. Such procedures included examining, on a test  basis,  evidenceregarding the amounts and disclosures in the consolidated financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significantestimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. Our audit of internal control over financialreporting  included  obtaining  an  understanding  of  internal  control  over  financial  reporting,  assessing  the  risk  that  a  material  weakness  exists,  and  testing  andevaluating the design and operating effectiveness of internal control based on the assessed risk. Our audits also included performing such other procedures as weconsidered necessary in the circumstances. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinions.

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 thepreparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles. A company’s internal control over financialreporting includes those policies and procedures that (1) pertain to the maintenance of records that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect the transactionsand  dispositions  of  the  assets  of  the  company;  (2)  provide  reasonable  assurance  that  transactions  are  recorded  as  necessary  to  permit  preparation  of  financialstatements in accordance with generally accepted accounting principles, and that receipts and expenditures of the company are being made only in accordance withauthorizations  of  management  and  directors  of  the  company;  and  (3)  provide  reasonable  assurance  regarding  prevention  or  timely  detection  of  unauthorizedacquisition, use, or disposition of the company’s assets that could have a material effect on the financial statements.

89

 

Because  of  its  inherent  limitations,  internal  control  over  financial  reporting  may  not  prevent  or  detect  misstatements.  Also,  projections  of  any  evaluation  ofeffectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance withthe policies or procedures may deteriorate. 

/s/ KPMG LLP

We have served as the Company’s auditor since 1995.

Hartford, ConnecticutJanuary 10, 2019

90

 FUELCELL ENERGY, INC.Consolidated Balance SheetsOctober 31, 2018 and 2017

(Amounts in thousands, except share and per share amounts)

  2018 2017 ASSETS                

Current assets:                Cash and cash equivalents   $ 39,291    $ 49,294 Restricted cash and cash equivalents - short-term     5,806      4,628 Accounts receivable, net of allowance for doubtful accounts of $160 and $79 as of   October 31, 2018 and 2017, respectively     23,039      68,521 Inventories     53,575      74,496 Other current assets     8,592      6,571 

Total current assets     130,303      203,510 Restricted cash and cash equivalents - long-term     35,142      33,526 Project assets     99,600      73,001 Property, plant and equipment, net     48,204      43,565 Goodwill     4,075      4,075 Intangible assets     9,592      9,592 Other assets     13,505      16,517 

Total assets   $ 340,421    $ 383,786 LIABILITIES AND EQUITY                

Current liabilities:                Current portion of long-term debt   $ 17,596    $ 28,281 Accounts payable     22,594      42,616 Accrued liabilities     7,632      18,381 Deferred revenue     11,347      7,964 Preferred stock obligation of subsidiary     952      836 

Total current liabilities     60,121      98,078 Long-term deferred revenue     16,793      18,915 Long-term preferred stock obligation of subsidiary     14,965      14,221 Long-term debt and other liabilities     71,619      63,759 

Total liabilities     163,498      194,973 Redeemable Series B preferred stock (liquidation preference of $64,020 as of October   31, 2018 and October 31, 2017)     59,857      59,857 Redeemable Series C preferred stock (liquidation preference of $8,992 and $33,300 as   of October 31, 2018 and 2017, respectively)     7,480      27,700 Redeemable Series D preferred stock (liquidation preference of $30,680 as of October   31, 2018)     27,392      — Total equity:                

Stockholders’ equity                Common stock ($0.0001 par value; 225,000,000 and 125,000,000 shares   authorized as of October 31, 2018 and 2017, respectively; 95,672,237 and   69,492,816 shares issued and outstanding as of October 31, 2018 and 2017,   respectively)     10      7 Additional paid-in capital     1,073,454      1,045,197 Accumulated deficit     (990,867)     (943,533)Accumulated other comprehensive loss     (403)     (415)Treasury stock, Common, at cost (156,501 and 88,861 shares as of October   31, 2018 and 2017, respectively)     (363)     (280)Deferred compensation     363      280 

Total stockholders’ equity     82,194      101,256 Total liabilities and stockholders’ equity   $ 340,421    $ 383,786

 

 See accompanying notes to consolidated financial statements.

91

 FUELCELL ENERGY, INC.

Consolidated Statements of Operations and Comprehensive LossFor the Years Ended October 31, 2018, 2017, and 2016

(Amounts in thousands, except share and per share and related party revenue amounts) 

  2018 2017 2016 Revenues:                       

Product sales (including $11.4 million, $0.4 million and   $43.6 million of related party revenue)   $ 52,490    $ 43,047    $ 62,563 Service agreements and license revenues (including $6.5   million, $5.4 million and $8.5 million of related party   revenue)     15,757      27,050      31,491 Generation revenues     7,171      7,233      1,267 Advanced Technologies contract revenues     14,019      18,336      12,931 

Total revenues     89,437      95,666      108,252 Costs of revenues:                       

Cost of product sales     54,504      49,843      63,474 Cost of service agreements and license revenues     15,059      25,285      32,592 Cost of generation revenues     6,421      5,076      664 Cost of Advanced Technologies contract revenues     10,360      12,728      11,879 

Total cost of revenues     86,344      92,932      108,609 Gross profit (loss)     3,093      2,734      (357)Operating expenses:                        

Administrative and selling expenses     24,908      25,916      25,150 Research and development expenses     22,817      20,398      20,846 Restructuring expense     —      1,355      — 

Total operating expenses     47,725      47,669      45,996 Loss from operations     (44,632)     (44,935)     (46,353)

Interest expense     (9,055)     (9,171)     (4,958)Other income, net     3,338      247      622 

Loss before benefit (provision) for income taxes     (50,349)     (53,859)     (50,689)Benefit (provision) for income taxes     3,015      (44)     (519)

Net loss     (47,334)     (53,903)     (51,208)Net loss attributable to noncontrolling interest     —      —      251 

Net loss attributable to FuelCell Energy, Inc.     (47,334)     (53,903)     (50,957)Series B Preferred stock dividends     (3,200)     (3,200)     (3,200)Series C Preferred stock deemed dividends     (9,559)     —      — Series D Preferred stock redemption accretion     (2,075)     —      — 

Net loss to common stockholders   $ (62,168)   $ (57,103)   $ (54,157)Net loss to common stockholders per share                       

Basic   $ (0.75)   $ (1.14)   $ (1.82)Diluted   $ (0.75)   $ (1.14)   $ (1.82)

Weighted average shares outstanding                       Basic     82,754,268      49,914,904      29,773,700 Diluted     82,754,268      49,914,904      29,773,700

 

   2018 2017 2016

Net loss   $ (47,334)   $ (53,903)   $ (51,208)Other comprehensive loss:                        

Foreign currency translation adjustments     12      129      (35)Comprehensive loss   $ (47,322)   $ (53,774)   $ (51,243) 

See accompanying notes to consolidated financial statements. 

92

 FUELCELL ENERGY, INC.

Consolidated Statements of Changes in EquityFor the Years Ended October 31, 2018, 2017, and 2016

(Amounts in thousands, except share amounts)  Common Stock

Shares Amount

AdditionalPaid-inCapital

AccumulatedDeficit

AccumulatedOther

ComprehensiveIncome (Loss)

TreasuryStock

DeferredCompensation

NoncontrollingInterest in

Subsidiaries Total

Equity Balance, October 31, 2015     25,964,710     $ 3     $ 934,488     $ (838,673)   $ (509)   $ (78)   $ 78     $ (555)   $ 94,754  Sale of common stock, prepaid warrants and warrants,   public offering     1,474,000       —      34,736       —      —      —      —      —      34,736  Exercise of prepaid warrants     1,100,000       —      —      —      —      —      —      —      -  Sale of common stock     6,023,372       1       36,055       —      —      —      —      —      36,056  Common stock issued, non-employee compensation     24,379       —      157       —      —      —      —      —      157  Share based compensation     —      —      3,425       —      —      —      —      —      3,425  Taxes paid upon vesting of restricted stock awards, net of   stock issued under benefit plans     587,963       —      (286)     —      —      —      —      —      (286)Noncontrolling interest in subsidiaries     —      —      —      —      —      —      —      (251)     (251)Purchase of noncontrolling shares of subsidiary     —      —      (809)     —      —      —      —      806       (3 )Preferred dividends - Series B     —      —      (3,200)     —      —      —      —      —      (3,200)Adjustment for deferred compensation     —      —      —      —      —      (101)     101       —      -  Effect of foreign currency translation     —      —      —      —      (35)     —      —      —      (35)Net loss attributable to FuelCell Energy, Inc.     —      —      —      (50,957)     —      —      —      —      (50,957)Balance, October 31, 2016     35,174,424     $ 4     $ 1,004,566    $ (889,630)   $ (544)   $ (179)   $ 179     $ —    $ 114,396  Sale of common stock, warrants and   public offering     12,000,000       1       13,883       —      —      —      —      —      13,884  Exercise of prepaid warrants and warrants     13,660,926       1       12,721       —      —      —      —      —      12,722  Sale of common stock     7,245,430       1       12,430       —      —      —      —      —      12,431  Common stock issued, non-employee compensation     86,001       —      129       —      —      —      —      —      129  Share based compensation     —      —      4,585       —      —      —      —      —      4,585  Taxes paid upon vesting of restricted stock awards, net of   stock issued under benefit plans     1,284,673       —      (84)     —      —      —      —      —      (84)Series C convertible preferred stock conversions     108,696               167                                               167  Preferred dividends — Series B     —      —      (3,200)     —      —      —      —      —      (3,200)Effect of foreign currency translation     —      —      —      —      129       —      —      —      129  Adjustment for deferred compensation     (67,334)     —      —      —      —      (101)     101       —      — Net loss attributable to FuelCell Energy, Inc.     —      —      —      (53,903)     —      —      —      —      (53,903)Balance, October 31, 2017     69,492,816     $ 7     $ 1,045,197     $ (943,533)   $ (415)   $ (280)   $ 280     $ —    $ 101,256  Sale of common stock, net of fees     5,715,180       1       7,128       —      —      —      —      —      7,129  Exercise of warrants     2,595,710       —      3,326       —      —      —      —      —      3,326  Common stock issued, non-employee compensation     158,708       —      282       —      —      —      —      —      282  Share based compensation     —      —      3,238       —      —      —      —      —      3,238  Taxes paid upon vesting of restricted stock awards, net of   stock issued under benefit plans     (178,950)     —      (660)     —      —      —      —      —      (660)Series C convertible preferred stock conversions     17,956,413       2       20,218       —      —      —      —      —      20,220  Preferred dividends — Series B     —      —      (3,200)     —      —      —      —      —      (3,200)Series D Preferred stock redemption accretion     —      —      (2,075)     —      —      —      —      —      (2,075)Effect of foreign currency translation     —      —      —      —      12       —      —      —      12  Adjustment for deferred compensation     (67,640)     —      —      —      —      (83)     83       —      — Net loss attributable to FuelCell Energy, Inc.     —      —      —      (47,334)     —      —      —      —      (47,334)Balance, October 31, 2018     95,672,237     $ 10     $ 1,073,454     $ (990,867)   $ (403)   $ (363)   $ 363     $ —    $ 82,194

 

See accompanying notes to consolidated financial statements.

  

93

 FUELCELL ENERGY, INC.

Consolidated Statements of Cash FlowsFor the Years Ended October 31, 2018, 2017 and 2016

(Amounts in thousands, except share amounts) 

  2018 2017 2016 Cash flows from operating activities:                        

Net loss   $ (47,334)   $ (53,903)   $ (51,208)Adjustments to reconcile net loss to net cash used in operating   activities:                        

Share-based compensation     3,238      4,585      3,425 Loss (gain) from change in fair value of embedded derivatives     60      91      (14)Depreciation     8,648      8,518      4,949 Amortization of non-cash interest expense     5,957      6,256      3,207 Deferred income taxes     (3,035)     —      — Foreign currency transaction losses (gains)     (223)     581      (324)Other non-cash transactions     760      165      451 

Decrease (increase) in operating assets:                        Accounts receivable     48,731      (51,276)     30,235 Inventories     31,714      (7,972)     (8,052)Other assets     (2,264)     (714)     (837)

(Decrease) increase in operating liabilities:                        Accounts payable     (19,846)     25,020      (3,019)Accrued liabilities     (11,345)     (2,290)     1,240 Deferred revenue     1,261      (906)     (26,648)Net cash provided by (used in) operating activities   16,322 (71,845) (46,595)

Cash flows from investing activities:                        Capital expenditures     (10,028)     (12,351)     (7,726)Expenditures for long-term project assets     (41,232)     (19,726)     (33,726)Cash acquired from acquisition     —      633      — 

Net cash used in investing activities   (51,260) (31,444) (41,452)Cash flows from financing activities:                        

Repayment of debt     (16,616)     (8,571)     (30,452)Proceeds from debt     13,091      17,877      85,935 Payments of deferred finance costs     (352)     (206)     (1,758)Purchase of non-controlling shares of subsidiary     —      —      (3)Net proceeds from issuance of Series C preferred shares     —      27,866      — Net proceeds from issuance of Series D preferred shares     25,317      —      — Proceeds from common stock issuance and warrant exercises, net of registration fees     10,455      39,396      70,929 Payment of preferred dividends and return of capital     (4,178)     (4,156)     (4,170)Common stock issued for stock plans and related expenses     —      86      177 

Net cash provided by financing activities   27,717 72,292 120,658 Effects on cash from changes in foreign currency rates     12      129      (35)Net (decrease) increase in cash, cash equivalents, and restricted cash   (7,209) (30,868) 32,576 Cash, cash equivalents, and restricted cash-beginning of year     87,448      118,316      85,740 Cash, cash equivalents, and restricted cash-end of year   $ 80,239 $ 87,448 $ 118,316

 See accompanying notes to the consolidated financial statements.

94

 Note 1. Nature of Business, Basis of Prese ntation and Significant Accounting Policies

Nature of Business and Basis of Presentation

FuelCell  Energy,  Inc.  together  with  its  subsidiaries  (the  “Company”,  “FuelCell  Energy”,  “we”,  “us”,  or  “our”)  is  a  leading integrated  fuel  cell  company with  agrowing global presence.  We design, manufacture, install, operate and service ultra-clean, efficient and reliable stationary fuel cell power plants.  Our SureSourcepower  plants  generate  electricity  and  usable  high  quality  heat  for  commercial,  industrial,  government  and  utility  customers.    We  have  commercialized  ourstationary  carbonate  fuel  cells  and  are  also  pursuing  the  complementary  development  of  planar  solid  oxide  fuel  cells  and  other  fuel  cell  technologies.    Ouroperations are funded primarily through sales of equity instruments to strategic investors or in public markets, corporate and project level debt financing and localor  state  government  loans  or  grants.    In  order  to  produce  positive  cash  flow from operations,  we  need  to  be  successful  at  increasing  annual  order  volume  andproduction and in our cost reduction efforts.

The consolidated financial  statements  include our accounts  and those of our wholly-owned subsidiaries.    All  intercompany accounts  and transactions have beeneliminated.

Liquidity

The Company’s future liquidity will be dependent on obtaining a combination of increased order and contract volumes, increased cash flows from our generationand service portfolios and cost reductions necessary to achieve profitable operations.  To grow our generation portfolio, the Company will invest in developing andbuilding turn-key fuel cell projects which will be owned by the Company and classified as project assets on the balance sheet. This strategy requires liquidity and isexpected to continue to have increasing liquidity requirements as project sizes increase. We may commence building project assets upon the award of a project orexecution  of  a  multi-year  PPA  with  an  end-user  that  has  a  strong  credit  profile.      Project  development  and  construction  cycles,  which  span  the  time  betweensecuring a PPA and commercial operation of the plant, vary substantially and can take years. As a result of these project cycles and strategic decisions to financethe construction of certain projects, we may need to make significant up-front investments of resources in advance of the receipt of any cash from the sale or long-term financing of such projects. These up-front investments may include using our working capital, availability under our construction financing facilities or otherfinancing arrangements. Delays in construction progress or in completing financing or the sale of our projects may impact our liquidity. 

We expect  to  maintain appropriate  cash and debt  levels  based upon our expected cash requirements  for  operations,  capital  expenditures,  construction of  projectassets  and principal,  interest  and dividend payments.    In  the  future,  we may also engage in  additional  debt  or  equity  financings,  including project  specific  debtfinancings under existing and new facilities.  We believe that, when necessary, we will have adequate access to the capital markets, although the timing, size andterms of any financing will depend on multiple factors, including market conditions, future order flow and the need to adjust production capacity.  There can be noassurance that  we will  be able to raise additional  capital  at  the times,  in the amounts,  or  on the terms required for  the implementation of our business plan andstrategy.  In  addition,  our  capital-intensive  business  model  of  building  generation  assets  increases  the  risk  that  we will  be  unable  to  successfully  implement  ourplans, particularly if we do not raise additional capital in the amounts required. If we are unable to raise additional capital at the times or in the amounts required, oron  terms  favorable  to  us,  our  growth  potential  may  be  adversely  affected  and  we  may  have  to  modify  our  plans  which  could  include  restructuring,  workforcereductions, change in production volumes and asset or intellectual property sales. If these strategies are not successful, we may be required to delay, reduce and/orcease our operations.

The  Company  believes  that  its  current  working  capital  and  cash  anticipated  to  be  generated  from  future  operations,  as  well  as  recent  debt  incurred  and  cashreceived under our project financing facilities and remaining availability under these project financing facilities (See Notes 12 and 22) and proceeds from futureequity offerings, will provide sufficient liquidity to fund operations for at least one year after the date that the financial statements are issued. The Company has anAt The Market Issuance Sales Agreement in place (see Note 13) which could supplement proceeds through equity offerings dependent upon market conditions. 

95

 

Significant Accounting Policies

Cash and Cash Equivalents and Restricted Cash

All cash equivalents consist of investments in money market funds with original maturities of three months or less at date of acquisition. We place our temporarycash investments with high credit quality financial institutions. As of October 31, 2018, $40.9 million of cash and cash equivalents was pledged as collateral forletters of credit and for certain banking requirements and contractual commitments, compared to $38.2 million pledged as of October 31, 2017.  The restricted cashbalance includes $15.0 million as of October 31, 2018 and 2017, which has been placed in a Grantor's Trust account to secure certain obligations of the Companyunder a 15-year service agreement for the Bridgeport Fuel Cell Park project and has been classified as Restricted cash and cash equivalents - long-term.   As ofOctober  31,  2018  and  2017,  we  had  outstanding  letters  of  credit  of  $3.8  million  and  $2.9  million,  respectively,  which  expire  on  various  dates  through  August2025.  Cash and cash equivalents as of October 31, 2018 and 2017 also included $3.0 thousand and $3.0 million, respectively, of cash advanced by POSCO EnergyCo.,  Ltd.  (“POSCO  Energy”)  for  raw  material  purchases  made  on  its  behalf  by  FuelCell  Energy.    Under  an  inventory  procurement  agreement  that  ensurescoordinated purchasing from the global supply chain, FuelCell Energy provides procurement services for POSCO Energy and receives compensation for servicesrendered.  While POSCO Energy makes payments to us in advance of supplier requirements, quarterly receipts may not match disbursements.

Inventories and Advance Payments to Vendors

Inventories consist principally of raw materials and work-in-process. Cost is determined using the first-in, first-out cost method.  In certain circumstances, we willmake  advance  payments  to  vendors  for  future  inventory  deliveries.  These  advance  payments  are  recorded  as  Other  current  assets  on  the  Consolidated  BalanceSheets.

Inventories are reviewed to determine if valuation allowances are required for excess quantities or obsolescence. This review includes analyzing inventory levels ofindividual  parts  considering the  current  design of  our  products  and production requirements  as  well  as  the expected inventory  requirements  for  maintenance  oninstalled power plants.

Project Assets

Project assets consist of capitalized costs for fuel cell projects in various stages of development, whereby we have entered into power purchase agreements prior toentering into a definitive sales or long-term financing agreement for the project,  capitalized costs for fuel cell  projects which are the subject of a sale-leasebacktransaction  with  PNC,  projects  in  development  for  which  we  expect  to  secure  long-term  contracts  or  projects  retained  by  the  Company  under  a  merchantmodel.  Certain project assets currently in development are actively being marketed and may be sold, although we may choose to retain ownership of one or moreof these projects after they become operational if we determine it would be of economic and strategic benefit. Project asset costs include costs for developing andconstructing a complete turn-key fuel cell project. Development costs can include legal, consulting, permitting, interconnect, and other similar costs. Once we enterinto a definitive sales agreement, we expense project assets to cost of sales after the respective project asset is sold to a customer and all revenue recognition criteriahave been met.  There were no short-term project assets as of October 31, 2018 or 2017.

Property, Plant and Equipment

Property, plant and equipment are stated at cost, less accumulated depreciation which is recorded based on the straight-line method over the estimated useful livesof the respective assets. Leasehold improvements are amortized on the straight-line method over the shorter of the estimated useful lives of the assets or the term ofthe lease. When property is sold or otherwise disposed of, the cost and related accumulated depreciation are removed from the accounts and any resulting gain orloss is reflected in operations for the period.

Goodwill and Intangible Assets

Goodwill represents the excess of the aggregate purchase price over the fair value of the net assets acquired in a purchase business combination and is reviewed forimpairment at least annually.

96

 

Accounting Standards Codification Topic 350, "Intangibles - Goodwill and Other", (“ASC 350”) permits the assessment of qualitative factors to determine whetherevents and circumstances lead to the conclusion that it is necessary to perform the two-step goodwill impairment test required under ASC 350.

The Company completed its annual impairment analysis of goodwill and the in-process research & development assets (IPR&D) as of July 31, 2018 and 2017.  Thegoodwill and IPR&D asset are both held by the Company’s Versa Power Systems, Inc. (“Versa”) reporting unit.  Goodwill and the IPR&D asset are also reviewedfor possible impairment whenever changes in conditions indicate that the fair value of a reporting unit or IPR&D asset are more likely than not below its carryingvalue.  No impairment charges were recorded during any of the years presented.

Impairment of Long Lived Assets (including Project Assets)

Long-lived  assets  are  reviewed  for  impairment  whenever  events  or  changes  in  circumstances  indicate  that  the  carrying  amount  of  an  asset  group  may  not  berecoverable. If events or changes in circumstances indicate that the carrying amount of the asset group may not be recoverable, we compare the carrying amount ofan asset group to future undiscounted net cash flows, excluding interest costs, expected to be generated by the asset group and their ultimate disposition. If the sumof the undiscounted cash flows is less than the carrying value, the impairment to be recognized is measured by the amount by which the carrying amount of theasset group exceeds the fair value of the asset group.   The Company recorded a $0.5 million impairment of a project asset for the year ended October 31, 2018 dueto the termination of a project . No impairments were recorded for the years ended October 31, 2017 and 2016.

Revenue Recognition

We earn revenue from (i) the sale and installation of fuel cell power plants including site engineering and construction services, (ii) the sale of completed projectassets, (iii) equipment only sales (modules, balance of plants (“BOP”), component part kits and spare parts to customers), (iv) performance under long-term serviceagreements,  (v)  the sale  of  electricity  and other  value streams under  power purchase agreements  (“PPAs”) and utility  tariffs  from project  assets  retained by theCompany, (vi) license fees and royalty income from manufacturing and technology transfer agreements, and (vii) government and customer-sponsored AdvancedTechnologies projects.

As further clarification, revenue elements are classified as follows:

Product. Includes the sale of completed project assets, sale and installation of fuel cell power plants including site engineering and construction services,and, the sale of component part kits, modules, BOPs and spare parts to customers.

Service and license. Includes  performance  under  long-term  service  agreements  for  power  plants  owned  by  third  parties  and  license  fees  and  royaltyincome from manufacturing and technology transfer agreements.

Generation. Includes  the  sale  of  electricity  under  PPAs  and  utility  tariffs  from  project  assets  retained  by  the  Company.    This  also  includes  revenuereceived from the sale of other value streams from these assets including the sale of heat, steam and renewable energy credits.

Advanced Technologies. Includes revenue from customer-sponsored and government-sponsored Advanced Technologies projects.

Our revenue is generated from customers located throughout the U.S., Europe and Asia and from agencies of the U.S. government.

For customer contracts where the Company is responsible for supply of equipment and site construction (full turn-key construction project) and has adequate costhistory and estimating experience, and with respect to which management believes it can reasonably estimate total contract costs, revenue is recognized under thepercentage of completion method of accounting. The use of percentage of completion accounting requires significant judgment relative to estimating total contractcosts, including assumptions relative to the length of time to complete the contract, the nature and complexity of the work to be performed and total project costs.Our  estimates  are  based  upon  the  professional  knowledge  and  experience  of  our  engineers,  project  managers  and  other  personnel,  who  review  each  long-termcontract on a quarterly basis to assess the contract’s schedule, performance, technical matters and estimated cost at

97

 

completion.  When  changes  in  estimated  contract  costs  are  identified,  such  revisions  may  result  in  current  period  adjustments  to  operations  applicable  toperformance in prior  periods.  Revenues are  recognized based on the percentage of  the contract  value that  incurred costs  to date  bear  to estimated total  contractcosts, after giving effect to estimates of costs to complete based on most recent information. For customer contracts for new or significantly customized products,where management does not believe it has the ability to reasonably estimate total contract costs, revenue is recognized using the completed contract method andtherefore  all  revenue  and  costs  for  the  contract  are  deferred  and  not  recognized  until  installation  and  acceptance  of  the  power  plant  is  complete.  We recognizeanticipated  contract  losses  as  soon  as  they  become  known  and  estimable.    Actual  results  could  vary  from  initial  estimates  and  estimates  will  be  updated  asconditions change.

Revenue from equipment only sales where the Company does not have the obligations associated with overall construction of the project (modules, BOPs, fuel cellkits and spare parts sales) is recognized upon shipment or title transfer under the terms of the customer contract. Terms for certain contracts provide for a transfer oftitle and risk of loss to our customers at our factory locations and certain key suppliers upon completion of our contractual requirement to produce products andprepare the products for shipment. A shipment in place may occur in the event that the customer is not ready to take delivery of the products on the contractuallyspecified delivery dates.

In June 2017, an EPC contractor, Hanyang Industrial Development Co., Ltd (“HYD”), was awarded a 20 MW project by a utility in South Korea (Korea SouthernPower Company)  utilizing the Company’s SureSource technology. The Company was able to participate on this Korean project  pursuant to a Memorandum ofUnderstanding (“MOU”) with POSCO Energy that permitted the Company access to the Asian fuel cell market, including the sale of SureSource solutions in SouthKorea.  Effective July 15, 2018, the MOU was terminated.  On August 29, 2017, the Company entered into a contract with HYD pursuant to which the Companyprovided equipment to HYD for this 20 MW fuel cell project as well as ancillary services including plant commissioning .  Construction began in the fall of 2017and the installation became operational in the summer of 2018.  The value of the contract to the Company was $70 million.  The Company assessed the contractusing the multi-element revenue recognition guidance and determined that each of the modules and BOPs as well as the ancillary services each represented separatedeliverables with stand-alone value .  The full contract value was allocated to each element based on estimated selling prices using cost plus expected margins andrevenue recognition occurred upon completion of shipping and customer acceptance of each piece of equipment and the proportional performance method was usedfor  the  ancillary  services  provided.    Approximately  $39  million  of  revenue  was  recognized  in  the  fourth  quarter  of  fiscal  2017  related  to  this  contract  andapproximately $31 million was recognized during fiscal year 2018. 

Revenue from service agreements is generally recorded ratably over the term of the service agreement, as our performance of routine monitoring and maintenanceunder these service agreements is generally expected to be incurred on a straight-line basis.  For service agreements where we expect to have module exchanges atsome point during the term (generally service agreements in excess of five years), the costs of performance are not expected to be incurred on a straight-line basis,and therefore, a portion of the initial contract value related to the module exchange(s) is deferred and is recognized upon such module replacement event(s).

We  recognize  license  fees  and  other  revenue  over  the  term  of  the  associated  agreement.  The  Company  records  license  fees  and  royalty  income  from  POSCOEnergy  as  a  result  of  manufacturing  and  technology  transfer  agreements  entered  into  in  2007,  2009  and  2012.    The  manufacturing  and  technology  transferagreements we entered with POSCO Energy collectively provide them with the rights to manufacture SureSource power plants in South Korea and exclusive rightsto sell in Asia.

Under PPAs and project assets retained by the Company, revenue from the sale of electricity and other value streams are recognized as electricity is provided tocustomers.  These revenues are classified as generation revenues.

Advanced  Technologies  contracts  include  both  private  industry  and  government  entities.    Revenue  from  most  government  sponsored  Advanced  Technologiesprojects is recognized as direct costs are incurred plus allowable overhead less cost share requirements, if any.  Revenue from fixed price Advanced Technologiesprojects  is  recognized  using  percentage  of  completion  accounting.  Advanced  Technologies  programs  are  often  multi-year  projects  or  structured  in  phases  withsubsequent phases dependent on reaching certain milestones prior to additional funding being authorized.  Government contracts are typically structured with cost-reimbursement and/or cost-shared type contracts or cooperative agreements. We are reimbursed for reasonable and allocable costs up to the reimbursement limitsset by the contract or cooperative agreement, and on certain contracts we are reimbursed only a portion of the costs incurred.

98

 

Sale-Leaseback Accounting

The Company, through a wholly-owned subsidiary, has entered into sale-leaseback transactions for commissioned project assets where we have entered into a PPAwith a customer who is  both the site  host and end user of the power (the "Customer").    Due to the Company's continuing involvement  with the project  and theprojects  being considered integral  equipment,  sale  accounting is  precluded by ASC 840-40, “Leases”.    Accordingly,  the Company uses the financing method toaccount for these transactions.

Under the financing method of accounting for a sale-leaseback, the Company does not recognize as income any of the sale proceeds received from the lessor thatcontractually constitutes payment to acquire the assets subject to these arrangements. Instead, the sale proceeds received are accounted for as financing obligationsand  leaseback  payments  made  by  the  Company  are  allocated  between  interest  expense  and  a  reduction  to  the  financing  obligation.  Interest  on  the  financingobligation is  calculated using the Company’s incremental  borrowing rate at  the inception of the arrangement  on the outstanding financing obligation.  While wereceive  financing  for  the  full  value  of  the  related  power  plant  asset,  we  have  not  recognized  revenue  on  the  sale  leaseback  transaction.    Instead,  revenue  isrecognized  through the  sale  of  electricity  and energy credits  which are  generated  as  energy is  produced.    The sale-leaseback  arrangements  with  PNC allow theCompany to repurchase the project assets at fair market value.

Warranty and Service Expense Recognition

We warranty our products for a specific period of time against manufacturing or performance defects. Our U.S. warranty is limited to a term generally 15 monthsafter shipment or 12 months after acceptance of our products.  We accrue for estimated future warranty costs based on historical experience. We also provide for aspecific accrual if  there is a known issue requiring repair during the warranty period. Estimates used to record warranty accruals are updated as we gain furtheroperating experience.  As of October 31, 2018 and 2017, the warranty accrual, which is classified in accrued liabilities on the Consolidated Balance Sheets, totaled$0.1 million and $0.3 million, respectively.

In  addition  to  the  standard  product  warranty,  we  have  entered  into  service  agreements  with  certain  customers  to  provide  monitoring,  maintenance  and  repairservices  for  fuel  cell  power  plants.  Under  the  terms  of  these  service  agreements,  the  power  plant  must  meet  a  minimum  operating  output  during  the  term.  Ifminimum output falls below the contract requirement, we may be subject to performance penalties or may be required to repair and/or replace the customer's fuelcell  module.  The  Company  has  accrued  for  performance  guarantees  for  service  agreements  of  $1.1  million  and  $2.2  million  as  of  October  31,  2018 and  2017,respectively.

The Company records loss accruals for service agreements when the estimated cost of future module exchanges and maintenance and monitoring activities exceedsthe  remaining  unrecognized  contract  value.  Estimates  for  future  costs  on  service  agreements  are  determined  by  a  number  of  factors  including  the  estimatedremaining life of the module,  used replacement modules available and future operating plans for the power plant.  Our estimates are performed on a contract  bycontract basis and include cost assumptions based on what we anticipate the service requirements will be to fulfill obligations for each contract.  As of October 31,2018, our loss accruals on service agreements totaled $0.9 million compared to $1.1 million as of October 31, 2017.

At the end of our service agreements, customers are expected to either renew the service agreement or based on the Company's rights to title of the module, themodule will be returned to the Company as the plant is no longer being maintained.  As of October 31, 2018, the Company had $1.2 million related to the residualvalue of replacement modules in power plants under service agreements compared to $1.0 million as of October 31, 2017.  

99

 

License Agreements and Royalty Income

The Cell Technology Transfer and License Agreement dated October 31, 2012 by and between the Company and POSCO Energy (the "CTTA") provides POSCOEnergy  with  the  technology  to  manufacture  SureSource  modules  in  South  Korea  and  the  exclusive  market  access  to  sell  power  plants  throughout  Asia.    Inconnection with the CTTA, fees totaling $18.0 million were paid between fiscal year 2012 and 2015 and are being amortized over the term of the CTTA, which isfifteen years.  

The Company is entitled to receive royalties from POSCO Energy under the 2007 Technology Transfer, Distribution and Licensing Agreement ("TTA") and the2009  Stack  Technology  Transfer  and  License  Agreement  ("STTA")  at  the  rate  of  3.0%  of  POSCO  Energy  net  sales  associated  with  the  Company’stechnology.   Additionally,  under the STTA, license fee income aggregating $10.0 million is being recognized ratably over fifteen years beginning November 1,2012.  Under the terms of the TTA, POSCO Energy manufactures BOP in South Korea. The STTA allows POSCO Energy to produce fuel cell modules which willbe combined with BOP manufactured in South Korea to complete electricity-producing fuel cell power plants for sale in Asia.

In  April  2014,  the  Company  entered  into  an  Integrated  Global  Supply  Chain  Plan  Agreement  ("IGSCP")  with  POSCO  Energy.    FuelCell  Energy  providesprocurement services for POSCO Energy and receives fixed compensation for services rendered.

The Company recorded revenue of $2.1 million, $2.7 million and $6.2 million for the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016, respectively, relating to theabove agreements.

Deferred Revenue and Customer Deposits

We receive  payments  from customers  upon the  acceptance  of  a  purchase  order  and  when contractual  milestones  are  reached.  These  payments  may be  deferredbased on the nature of the payment and status of the specific project. Deferred revenue is recognized as revenue in accordance with our revenue recognition policiessummarized above.

Research and Development Costs

We perform both  customer-sponsored  research  and  development  projects  based  on  contractual  agreement  with  customers  and  company-sponsored  research  anddevelopment projects.

Costs incurred for customer-sponsored projects include manufacturing and engineering labor, applicable overhead expenses, materials to build and test prototypeunits and other costs associated with customer-sponsored research and development contracts. Costs incurred for customer-sponsored projects are recorded as costof Advanced Technologies contract revenues in the consolidated statements of operations.

Costs  incurred  for  company-sponsored  research  and  development  projects  consist  primarily  of  labor,  overhead,  materials  to  build  and  test  prototype  units  andconsulting fees. These costs are recorded as research and development expenses in the consolidated statements of operations.

Concentrations

We contract with a concentrated number of customers for the sale of our products, for service agreement contracts and for Advanced Technologies contracts. Forthe years ended October 31, 2018, 2017 and 2016, our top customers accounted for 84%, 78% and 75%, respectively, of our total annual consolidated revenue.

100

 

The percent of consolidated revenues from each customer for the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016, respectively, are presented below. 

  2018 2017 2016 Hanyang Industrial Development Co., LTD     35%    40%    —%Clearway Energy (formerly NRG Yield, Inc.)     15%    —%    —%AEP Onsite Partners, LLC     10%    —%    —%U.S. Department of Energy     8%    9%    8%ExxonMobil     6%    9%    3%POSCO Energy     5%    6%    48%Dominion Bridgeport Fuel Cell, LLC     3%    11%    6%Avangrid Holdings (through its various subsidiaries)     2%    3%    10%

Total     84%    78%    75% Derivatives

We do not use derivatives for speculative purposes and, through the end of fiscal year 2018, we have not used derivatives for hedging or trading purposes. Ourderivative instruments consist of embedded derivatives in our Series 1 Preferred Shares. We account for these derivatives using the fair-value method with changesin fair value recorded to Other income, net on the Consolidated Statements of Operations. Refer to Note 14 for additional information.

Use of Estimates

The preparation of  financial  statements  and related disclosures  in conformity  with accounting principles  generally  accepted in the U.S.  requires  management  tomake estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets, liabilities, revenues and expenses and the disclosure of contingent assets and liabilities.Estimates  are  used  in  accounting  for,  among  other  things,  revenue  recognition,  excess  and  obsolete  inventories,  product  warranty  costs,  accruals  for  serviceagreements, allowance for uncollectible receivables, depreciation and amortization, impairment of goodwill, indefinite-lived intangible assets and long-lived assets,income  taxes,  and  contingencies.  Estimates  and  assumptions  are  reviewed  periodically,  and  the  effects  of  revisions  are  reflected  in  the  consolidated  financialstatements in the period they are determined to be necessary.  Due to the inherent uncertainty involved in making estimates, actual results in future periods maydiffer from those estimates.

Foreign Currency Translation

The translation of the financial statements of FCE Korea Ltd., FCES GmbH and Versa Power Systems Ltd. results in translation gains or losses, which are recordedin accumulated other comprehensive loss within stockholders’ equity.

Our Canadian subsidiary, FCE FuelCell Energy, Ltd., is financially and operationally integrated and the functional currency is the U.S. dollar. We are also subjectto foreign currency transaction gains and losses as certain transactions are denominated in foreign currencies.  We recognized foreign currency transaction gains(losses) of $0.3 million, $(0.7) million and $0.3 million for the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016, respectively. These amounts have been classified asother income, net in the consolidated statements of operations.   

Recently Adopted Accounting Guidance

In  March  2016,  the  Financial  Accounting  Standards  Board  (the  “FASB”)  issued  Accounting  Standards  Update  (“ASU”)  No.  2016-09,  “Compensation  -  StockCompensation” (Topic 718): Improvements to Employee Share-Based Payment Accounting (“ASU 2016-09”). ASU 2016-09 is effective for fiscal years beginningafter December 15, 2016, including interim periods within those fiscal years. The adoption of ASU 2016-09 resulted in no net impact to equity as the additionaldeferred tax asset recorded for previously unrecognized net operating loss carryforwards of $7.8 million was offset by a valuation allowance of the same amount.

101

 

In  July  2015,  the  FASB issued  ASU 2015-11,  “Inventory  (Topic  330)  –  Simplifying  the  Measurement  of  Inventory.”  This  guidance  changes  the  measurementprinciple for inventory from the lower of cost or market to the lower of cost and net realizable value. Net realizable value is defined as estimated selling prices inthe ordinary course of business, less reasonably predictable costs of completion, disposal, and transportation. This guidance is effective for fiscal years, and interimperiods within those years, beginning after December 15, 2016. The Company adopted this standard in fiscal year 2018. The adoption of this standard did not havean impact on the Company’s consolidated financial statements.

Recent Accounting Guidance Not Yet Effective

In May 2014, the FASB issued ASU No. 2014-09, “Revenue from Contracts with Customers (Topic 606).” This ASU provides for five principles which should befollowed to determine the appropriate amount and timing of revenue recognition for the transfer of goods and services to customers. The principles in this ASUshould be applied to all contracts with customers regardless of industry. The Company will adopt this ASU in the first quarter of fiscal year 2019.  The Companyhas numerous different revenue sources including the sale and installation of fuel cell power plants, site engineering and construction services, sale of modules andspare parts, extended warranty service agreements, sale of electricity under power purchase agreements, license fees and royalty income from manufacturing andtechnology transfer agreements and customer-sponsored Advanced Technologies projects.  This requires application of various revenue recognition methods undercurrent accounting guidance.  The Company has decided to use the modified retrospective transition method. The adoption of this ASU is expected to result in acumulative effect adjustment increasing Accumulated deficit by approximately between $7.0 million and $10.0 million on November 1, 2018, which is the result ofthe change in timing of revenue recognition for the Company’s service agreements and license revenue.  

In February 2016, the FASB issued ASU 2016-02, “Leases” which,  for operating leases,  requires a lessee to recognize a right-of-use asset  and a lease liability,initially measured at the present value of the lease payments, in its balance sheet. The standard also requires a lessee to recognize a single lease cost, calculated sothat the cost of the lease is allocated over the lease term, generally on a straight-line basis. This ASU is effective for public companies for fiscal years beginningafter December 15, 2018, including interim periods within those fiscal years (which, for the Company, will be the first quarter of fiscal year 2020). Early adoptionis permitted. The Company has both operating and capital leases (refer to Note 18. “Commitments and Contingencies”) as well as sale-leasebacks accounted forunder the finance method and may have other arrangements that contain embedded leases as characterized in this ASU.  We expect that adoption of this ASU willresult  in  the  recognition  of  right-of-use  assets  and  lease  liabilities  not  currently  recorded  in  our  consolidated  financial  statements  under  existing  accountingguidance.  However,  we  are  still  evaluating  all  of  the  Company’s  contractual  arrangements  and  the  impact  that  adoption  of  ASU  2016-02  will  have  on  theCompany’s consolidated financial statements. In  January  2017,  the  FASB  issued  ASU  No.  2017-04,  “Intangibles-Goodwill  and  Other  (Topic  350):  Simplifying  the  Test  for  Goodwill  Impairment”  whichprovides for a one-step quantitative impairment test, whereby a goodwill impairment loss will be measured as the excess of a reporting unit’s carrying amount overits fair value (not to exceed the total goodwill allocated to that reporting unit). It eliminates Step 2 of the current two-step goodwill impairment test, under which agoodwill impairment loss is measured by comparing the implied fair value of a reporting unit’s goodwill with the carrying amount of that goodwill. The standard iseffective, on a prospective basis for interim and annual periods beginning after December 15, 2019, with early adoption permitted. We are currently assessing theimpact the standard will have on the Company, but it is not expected to have a material impact on the Company’s consolidated financial statements

Note 2. Restructuring

On November 30, 2016, a business restructuring was announced to reduce costs and align production levels with current levels of demand in a manner that wasconsistent with the Company’s long-term strategic plan.

The Company reduced materials spend as well as implemented various cost control initiatives.  The workforce was reduced at both the North American productionfacility in Torrington, Connecticut, as well as at the corporate offices in Danbury, Connecticut and remote locations. A total of 96 positions, or approximately 17%of the Company’s global

102

 

workforce, were eliminated.  The production rate was reduced to twenty-five MW annually, from the prior rate of fifty MW annually, in order to position for delaysin  anticipated  order  flow.    This  production  level  was  temporary  and  will  be  reevaluated  as  order  flow  dictates.    Restructuring  expense  relating  to  eliminatedpositions  of  $1.4  million  was  recorded  and  paid  for  the  year  ended  October  31,  2017,  which  has  been  presented  on  a  separate  caption  in  the  ConsolidatedStatements of Operations. There were no restructuring activities during the fiscal years ended October 31, 2018 and 2016.

Note 3. Accounts Receivable, Net

Accounts receivable as of October 31, 2018 and 2017 consisted of the following (in thousands): 

  2018 2017 Commercial customers:                

Amount billed   $ 7,415    $ 41,073 Unbilled receivables (1)     10,632      18,162 

      18,047      59,235                  Advanced Technologies (including U.S.   Government (2) ):                

Amount billed     1,865      1,934 Unbilled receivables     3,127      7,352 

      4,992      9,286     $ 23,039    $ 68,521

 

(1) Additional  long-term  unbilled  receivables  of  $9.4  million  and  $12.8  million  are  included  within  “Other  Assets”  as  of  October  31,  2018  and  2017,respectively. 

(2) Total  U.S.  government  accounts  receivable,  including  unbilled  receivables,  outstanding  as  of  October  31,  2018  and  2017  were  $2.3  million  and  $3.2million, respectively.

We bill customers for power plant and power plant component sales based on certain contractual milestones being reached.  We bill service agreements based onthe contract price and billing terms of the contracts. Generally, our Advanced Technologies contracts are billed based on actual revenues recorded, typically in thesubsequent month.   Some Advanced Technologies contracts are billed based on contractual  milestones or costs incurred.   Unbilled receivables relate to revenuerecognized on customer contracts that have not been billed.  Accounts receivable are presented net of an allowance for doubtful accounts of $0.2 million and $0.1million  as  of  October  31,  2018  and  2017,  respectively.    Uncollectible  accounts  receivable  are  charged  against  the  allowance  for  doubtful  accounts  when  allcollection efforts have failed and it is deemed unlikely that the amount will be recovered.

Accounts receivable from commercial customers (including unbilled receivables) included amounts due from POSCO Energy of $1.6 million and $6.2 million as ofOctober  31,  2018  and  2017,  respectively,  and  amounts  due  from  NRG  and  NRG  Yield  of  $2.2  million  and  $0.1  million  as  of  October  31,  2018  and  2017,respectively. 

Note 4. Inventories

Inventories as of October 31, 2018 and 2017 consisted of the following (in thousands): 

  2018 2017 Raw materials   $ 24,467    $ 20,065 Work-in-process (1)     29,108      54,431 

Inventories   $ 53,575    $ 74,496 

 (1) Work-in-process includes the standard components of inventory used to build the typical modules or module components that are intended to be used in

future power plant orders or to service our service agreements.  Included in Work-in-process as of October 31, 2018 and 2017 is $19.0 million and $46.3million, respectively, of completed standard components.

103

 

Raw materials consist mainly of various nickel powders and steels, various other components used in producing cell stacks and purchased components for balanceof plant.  Work-in-process inventory is comprised of material, labor, and overhead costs incurred to build fuel cell stacks and modules, which are subcomponents ofa power plant.

Note 5. Project Assets

The carrying value of project assets as of October 31, 2018 and 2017 was $99.6 million and $73.0 million, respectively.  Project assets as of October 31, 2018 and2017 included five completed, commissioned installations generating power with respect to which we have a power purchase agreement (“PPA”) with the end-userof power and site host with an aggregate value of $28.6 million and $32.1 million as of October 31, 2018 and 2017, respectively.  Certain of these assets are thesubject of sale-leaseback arrangements with PNC Energy Capital, LLC (“PNC”), which are recorded under the financing method.  

The  project  assets  balance  as  of  October  31,  2018  and  2017  also  includes  assets  aggregating  $71.0  million  and  $40.9  million,  respectively,  which  are  beingdeveloped and constructed by the Company under existing PPAs and have not been placed in service.

On April 5, 2018, the Company sold a project asset to NRG Yield (now known as Clearway Energy) which resulted in the recognition of product revenue of $10.8million.  The total reduction in project assets relating to the sale to NRG Yield was $9.8 million which was recorded as product cost of revenues.

On August 28, 2018, the Company sold a project asset to AEP OnSite Partners, LLC, and American Electric Power Company, Inc. (NYSE: AEP) which resulted inthe recognition of product revenue of $9.2 million.  The total reduction in project assets relating to the sale was $8.0 million, which was recorded as product cost ofrevenues.

The  Company  also  recorded  a  $0.5  million  impairment  of  a  project  asset  during  the  year  ended  October  31,  2018  due  to  the  termination  of  the  project.    Theimpairment was recorded as generation cost of revenues.

Depreciation expense for project assets was $4.1 million, $4.1 million and $0.7 million for the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016, respectively.

Project  construction  costs  incurred  for  long-term project  assets  are  reported  as  investing  activities  in  the  Consolidated  Statements  of  Cash Flows.  The proceedsreceived from the sale and subsequent leaseback of project assets are classified as “Cash flows from financing activities” within the Consolidated Statements ofCash Flows and are classified as a financing obligation within “Current portion of long-term debt” and “Long-term debt and other liabilities” on the ConsolidatedBalance Sheets (refer to Note 12 for more information).

Note 6. Property, Plant and Equipment

Property, plant and equipment as of October 31, 2018 and 2017 consisted of the following (in thousands): 

  2018 2017 EstimatedUseful Life

Land   $ 524    $ 524      — Building and improvements     19,674      9,331    10-26 years Machinery, equipment and software     93,356      91,680    3-8 years Furniture and fixtures     3,958      3,576    10 years Construction in progress     17,711      23,163      —       135,223      128,274        

Accumulated depreciation     (87,019)     (84,709)       Property, plant and equipment, net   $ 48,204    $ 43,565       

 

 The Company completed the first phase of its project to expand the existing 65,000 square foot manufacturing facility in Torrington, Connecticut by approximately102,000 square feet for a total size of 167,000 square feet during the year ended October 31, 2018.

104

 

Depreciation expense for property,  plant and equipment was $ 4.6 million, $4.4 million and $4.3 million for the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016,respectively.

Note 7. Goodwill and Intangible Assets

As of October 31, 2018 and 2017, the Company had goodwill of $4.1 million and intangible assets of $9.6 million that was recorded in connection with the 2012Versa acquisition. The intangible asset represents indefinite lived in-process research and development for cumulative research and development efforts associatedwith the development of solid oxide fuel cells stationary power generation.

The Company completed its annual impairment analysis of goodwill and in-process research and development assets as of July 31, 2018.  The Company performeda  qualitative  assessment  for  fiscal  year  2018  and  determined  that  it  was  more  likely  than  not  that  there  was  no  impairment  of  goodwill  or  the  indefinite  livedintangible asset.

Note 8. Other Current Assets

Other current assets as of October 31, 2018 and 2017 consisted of the following (in thousands): 

  2018 2017 Advance payments to vendors (1)   $ 2,696    $ 1,035 Deferred finance costs (2)     97      129 Prepaid expenses and other (3)     5,799      5,407     $ 8,592    $ 6,571

 

 (1) Advance payments to vendors relate to payments for inventory purchases ahead of receipt.(2) Represents  the  current  portion  of  direct  deferred  finance  costs  that  relate  primarily  to  securing  a  $40.0  million  loan  facility  with  NRG which  is  being

amortized over the five-year life of the facility.(3) Primarily relates to other prepaid vendor expenses including insurance, rent and lease payments.

Note 9. Other Assets

Other assets as of October 31, 2018 and 2017 consisted of the following (in thousands): 

2018 2017 Long-term unbilled receivables (1)   $ 9,385    $ 12,806 Deferred finance costs (2)     —      97 Long-term stack residual value (3)     1,206      987 Other (4)     2,914      2,627 

Other assets   $ 13,505    $ 16,517 

(1) Represents  unbilled receivables  that  relate  to revenue recognized on customer contracts  that  will  be billed in future  periods in excess of  twelve monthsfrom the balance sheet date.

(2) Represents the long-term portion of direct deferred finance costs relating to the Company’s loan facility with NRG which is being amortized over the five-year life of the facility.

(3) Relates to estimated residual  value for module exchanges performed under the Company’s service agreements where the useful life extends beyond thecontractual term of the service agreement and the Company obtains title for the module from the customer upon expiration or non-renewal of the serviceagreement.  If the Company does not obtain rights to title from the customer, the full cost of the module is expensed at the time of the module exchange.

(4) The Company entered into an agreement with one of its customers on June 29, 2016 which includes payments for the purchase of the customer’s powerplants at the end of the term of the agreement.  The amounts are payable in installments over the term of the agreement and the total paid as of October 31,2018 and 2017 was $2.0 million and $1.6 million, respectively.  Also included within “Other” are long-term security deposits.

105

 

Note 10. Accounts Payable 

Accounts  payable  as  of  October  31,  2018  and  2017  was  $22.6  million  and  $42.6  million,  respectively.    Included  in  the  balance  were  amounts  due  to  POSCOEnergy of $7.2 million and $32.7 million as of October 31, 2018 and 2017 for the purchase of inventory.

Note 11. Accrued Liabilities

Accrued liabilities as of October 31, 2018 and 2017 consisted of the following (in thousands): 

2018 2017 Accrued payroll and employee benefits   $ 2,550    $ 5,315 Accrued contract loss     —      37 Accrued product warranty costs (1)     147      348 Accrued material purchases (2)     —      2,396 Accrued service agreement costs (3)     2,029      3,319 Contractual milestone billings for inventory (4)     —      4,440 Accrued legal, taxes, professional and other     2,906      2,526     $ 7,632    $ 18,381

 

 (1) Activity  in  the  accrued  product  warranty  costs  for  the  years  ended  October  31,  2018  and  2017  included  additions  for  estimates  of  future  warranty

obligations  of  $0.4  million  and  $0.6  million,  respectively,  on  contracts  in  the  warranty  period  and  reductions  related  to  actual  warranty  spend  of  $0.6million and $0.8 million, respectively, as contracts progress through the warranty period or are beyond the warranty period.

(2) The  Company  acts  as  a  procurement  agent  for  POSCO Energy  under  an  Integrated  Global  Supply  Chain  Agreement  whereby  the  Company  procuresmaterials on POSCO Energy’s behalf for its Asian production facility.  This liability represents amounts received for the purchase of materials on behalf ofPOSCO Energy.  Amounts due to vendors are recorded as “Accounts payable.”

(3) Activity in service agreement costs represents a decrease in loss accruals on service contracts of $0.2 million from $1.1 million as of October 31, 2017 to$0.9 million as of October 31, 2018.  The accruals for performance guarantees also decreased from $2.2 million as of October 31, 2017 to $1.1 million asof  October  31,  2018  resulting  from  guarantee  payments  to  customers  partially  offset  by  additional  accruals  for  the  minimum output  falling  below  thecontract requirements for certain service agreements.

(4) Amount represented contractual  milestone billings for  inventory that  was provided to POSCO Energy under  a transaction that  did not  result  in  revenuerecognition.

Note 12. Debt

Debt as of October 31, 2018 and 2017 consisted of the following (in thousands): 

  2018 2017 Hercules Loan and Security Agreement   $ 25,343    $ 21,468 State of Connecticut Loan     10,000      10,000 Finance obligation for sale-leaseback transactions     46,062      46,937 Connecticut Green Bank Note     6,052      6,052 Connecticut Development Authority Note     284      2,349 New Britain Renewable Energy Term Loan     1,107      1,697 Capitalized lease obligations     341      632 Deferred finance costs     (1,311)     (1,344)

Total debt   $ 87,878    $ 87,791 Current portion of long-term debt     (17,596)     (28,281)

Long-term debt   $ 70,282    $ 59,510 

106

  Aggregate  annual  principal  payments  under  our  loan  agreements  and  capital  lease  obligations  for  the  years  subsequent  to  October  31,  2018  are  as  follows  (inthousands): 

Year 1   $ 17,908 Year 2     17,174 Year 3     4,064 Year 4     4,089 Year 5     4,640 Thereafter (1)     16,481     $ 64,356

 

 (1) The annual principal payments included above only include sale-leaseback payments whereas the difference between debt outstanding as of October 31,

2018 and the annual principal payments represent accreted interest and amounts included in the finance obligation that exceed required principal payments.

In  April  2016,  the  Company  entered  into  a  loan  and  security  agreement  (the  “Hercules  Agreement”)  with  Hercules  Capital,  Inc.  (“Hercules”)  for  an  aggregateprincipal amount of up to $25.0 million, subject to certain terms and conditions, of which the Company drew down $20.0 million during fiscal year 2016.  The loanwas a 30 month secured facility.  The term loan interest was 9.75 percent per annum as of October 31, 2017 and increased to 10.0 percent per annum as of January31, 2018 as a result of the increase in the prime rate.  In addition to interest, which is paid on a monthly basis, principal payments commenced on November 1,2017 in equal monthly installments. The loan balance and all accrued and unpaid interest was due and payable by October 1, 2018.  Under the terms of the HerculesAgreement, there was an end of term charge of $1.7 million due on October 31, 2018, which was being accreted over the 30 month term using the effective interestrate method.

The Hercules Agreement was subsequently amended on September 5, 2017, October 27, 2017, March 28, 2018, August 29, 2018 and December 19, 2018.  TheMarch 28, 2018 amendment (the “March Amendment”) allowed the Company to draw a term loan advance of $13.1 million and extended the maturity date.  Theaggregate amount outstanding as of October 31, 2018, which includes the amount outstanding under the original Hercules Agreement of $11.9 million and the termloan advance under the March Amendment, was $25.0 million.  The term loan maturity date is April 1, 2020.  Payments for the aggregate amount outstanding areinterest-only  for  the  initial  12-month period,  followed by equal  monthly  installments  of  principal  and interest  until  the  term loan maturity  date.    The term loaninterest rate was 10.15% per annum and increased to 10.40% per annum as of June 14, 2018 and increased to 10.65% as of September 2018.  The term loan interestrate  is  the  greater  of  either  (i)  9.90% plus  the  prime rate  minus  4.50%, and (ii)  9.90%.   The initial  end of  term charge  of  $1.7  million  was paid  on October  1,2018.  An additional end of term charge of $0.9 million will be due on April 1, 2020, subject to extension upon the Company’s achievement of certain performancemilestones.  The additional end of term charge is being accreted over a 30-month term.

On August 29, 2018, in connection with the issuance of the Series D Preferred Stock (see Note 14),  the Company and Hercules (and various affiliated entities)entered  into  the  fourth  amendment  to  the  Hercules  Agreement  to  (i)  modify  the  definition  of  “Permitted  Indebtedness”  to  include  certain  redemption  and/orconversion rights as set forth in the Series D Certificate of Designation, (ii) permit the Company, so long as no event of default has occurred and is continuing, torepurchase  or  redeem stock  in  cash  pursuant  to  the  redemption  and/or  conversion  rights  set  forth  in  the  Series  D Certificate  of  Designation;  provided  that,  theCompany must make any such repurchase, redemption or payment in common stock and not in cash or other consideration unless prohibited pursuant to the termsof the Series D Certificate of Designation or otherwise prohibited by applicable law, (iii) permit the Company, so long as no event of default has occurred and iscontinuing, to pay cash dividends under the Series D Preferred Shares as required in the Series D Certificate of Designation; provided that, the Company must paysuch  dividends  in  common  stock  and  not  in  cash  or  other  consideration  unless  prohibited  pursuant  to  the  terms  of  the  Series  D  Certificate  of  Designation  orotherwise prohibited by applicable law, and (iv) add a new event of default, which occurs upon the delivery of a Triggering Event Redemption Notice (as definedunder the Series D Certificate of Designation) under the Series D Certificate of Designation.

107

 

As  collateral  for  obligations  under  Hercules  Agreement,  the  Company  granted  Hercules  a  security  interest  in  FuelCell  Energy,  Inc.’s  existing  and  thereafter-acquired  assets  except  for  intellectual  property  and  certain  other  excluded  assets.  The  collateral  does  not  include  assets  held  by  FuelCell  Energy  Finance,  LLC(“FuelCell Finance”) or any project subsidiary thereof. The Company may continue to collateralize and finance its project subsidiaries through other lenders andpartners.  Under the Hercules Agreement, as amended, there is a minimum cash covenant which requires the Company to maintain an unrestricted cash balance inaccounts  subject  to  an account  control  agreement  in favor  of  Hercules  of  at  least  the greater  of  (a)  75% of the outstanding loan balance plus (b)  the amount  ofaccounts payable (as defined under GAAP) not paid within 90 days of the invoice date.  The Hercules Agreement, as amended, contains customary representationsand  warranties,  affirmative  and  negative  covenants,  and  events  of  default  that  entitle  Hercules  to  cause  our  indebtedness  under  the  agreement  to  becomeimmediately due and payable.

In November 2015, the Company closed on a definitive Assistance Agreement with the State of Connecticut and received a disbursement of $10.0 million for thefirst phase of the expansion project to expand the existing 65,000 square foot manufacturing facility in Torrington, Connecticut by approximately 102,000 squarefeet  for  a  total  size  of  167,000 square  feet.  In  conjunction  with  this  financing,  the  Company entered  into  a  $10.0  million  Promissory  Note  and  related  securityagreement securing the loan with equipment liens and a mortgage on its Danbury, Connecticut location.  Pursuant to the terms of the loan, principal payments weredeferred  for  the  first  four  years  and  will  begin  in  November  2019.  Monthly  interest  payments  at  a  fixed  rate  of  2.0  percent  per  annum  began  in  December2015.   The financing is payable over 15 years,  and is predicated on certain terms and conditions,  including the forgiveness of up to half of the loan principal ifcertain job retention and job creation targets are reached.  

On April 17, 2017, the Company entered into an amendment to the Assistance Agreement extending certain job creation target dates by two years to October 28,2019.  Under the Assistance Agreement, as amended, the Company targeted employment of 703 Connecticut employees by October 2019.  In connection with thisamendment  to  the  Assistance  Agreement,  in  July  2018,  the  Company  announced  an  increase  in  its  annual  production  rate  and  committed  to  hire  over  100employees.    As  of  October  31,  2018,  the  Company  had  452  Connecticut  employees.    The  Company  cannot  currently  predict  whether  it  will  meet  its  target  ofemploying 703 Connecticut employees by October 2019 or whether the time period for meeting this target will be extended.  If the Company does not meet thistarget in the required time period, principal under the promissory note will be paid at an annual rate of $14.0 thousand for each employee under the 703 employeetarget.

In 2015, the Company entered into the first of a series of agreements with PNC, whereby the Company’s project finance subsidiaries entered into sale-leasebackagreements  for  commissioned  projects  where  we  have  entered  into  a  PPA  with  the  site  host/end-user  of  produced  power.    Under  the  financing  method  ofaccounting for a sale-leaseback, the Company does not recognize as income any of the sale proceeds received from the lessor that contractually constitute paymentto  acquire  the  assets  subject  to  these  arrangements.  Instead,  the  sale  proceeds  received  are  accounted  for  as  financing  obligations.    The  outstanding  financingobligation balance as of October 31, 2018 was $46.1 million and the decrease from the October 31, 2017 balance of $46.9 million includes lease payments offset bythe recognition of interest expense.

The Company has a long-term loan agreement with the Connecticut Green Bank, totaling $5.9 million in support of the Bridgeport Fuel Cell Park project. The loanagreement carries an interest rate of 5.0 percent per annum.  Interest only payments commenced in January 2014 and principal payments will commence on theeighth  anniversary  of  the  project’s  provisional  acceptance  date,  which  is  December  20,  2021,  payable  in  forty-eight  equal  monthly  installments.    Outstandingamounts are secured by future cash flows from the Bridgeport Fuel Cell Park service agreement.

The  Company  has  a  loan  agreement  with  the  Connecticut  Development  Authority  that  was  used  to  finance  equipment  purchases  associated  with  our  priormanufacturing capacity expansion. The interest rate is 5.0 percent per annum and the loan is collateralized by the assets procured under this loan as well as $4.0million of additional machinery and equipment. The original repayment terms required monthly interest and principal payments through May 2018.  However, therepayment terms for the loan agreement with the Connecticut Development Authority were modified in April 2018, such that the remaining balance and interestwill be paid on a monthly basis through December 2018.

In November 2016, we assumed debt with Webster Bank in the amount of $2.3 million as a part of an asset acquisition transaction.  The term loan interest rate is5.0 percent per annum and payments, which commenced in January 2017, are due on a quarterly basis.  The balance outstanding as of October 31, 2018 and 2017was $1.1 million and $1.7 million, respectively.

108

 

The Company leases  computer  equipment  under  master  lease  agreements.  Lease payment  terms are  generally  thirty-six  months from the date  of  acceptance  forleased equipment.

Direct  deferred finance costs  relate  primarily  to  sale-leaseback transactions  entered into with PNC which are  being amortized over  the ten-year  term and directdeferred finance costs relating to the Hercules Agreement, as amended, which is being amortized over the 30 month life of the loan.

In July 2014, the Company, through its wholly-owned subsidiary, FuelCell Finance, entered into a Loan Agreement with NRG (the “Loan Agreement”).  Pursuantto the Loan Agreement, NRG has extended a $40.0 million Loan Facility to FuelCell Finance for the purpose of accelerating project development by the Companyand its subsidiaries.  Under the Loan Agreement, FuelCell Finance and its subsidiaries were permitted to draw on the Loan Facility to finance the construction ofprojects through the commercial operating date of the power plants.  Additionally, FuelCell Finance had the option to continue the financing term for each projectafter the commercial operating date for a minimum term of five years per project.  The interest rate is 8.5 percent per annum for construction-period financing and8.0 percent per annum thereafter.    Fees that  were paid by FuelCell  Finance to NRG for making the Loan Facility available and related legal  fees incurred werecapitalized and are being amortized straight-line over the life of the related Loan Agreement, which is five years. The term of the loans are up to five years but maybe repaid early should the projects be sold or refinanced at the option of the Company.  There were no drawdowns or outstanding balances on the Loan Agreementas of October 31, 2018 and 2017.  The Loan Facility expires on March 31, 2019, therefore, any draws under the facility would be considered short-term debt.  Referto Note 22, Subsequent Events, for information on a drawdown subsequent to October 31, 2018.

Note 13. Stockholders’ Equity

Authorized Common Stock

On December 14, 2017, the number of authorized shares of the Company’s common stock was increased from 125,000,000 to 225,000,000, by a vote of the holdersof a majority of the outstanding shares of the Company’s common stock.

In  April  2017,  the  number  of  authorized  shares  of  the  Company's  common  stock  was  increased  from  75,000,000  to  125,000,000,  by  vote  of  the  holders  of  amajority of the outstanding shares of the Company's common stock.  

At Market Issuance Sales Agreement and Other Common Stock Sales

On June 13, 2018, the Company entered into an At Market Issuance Sales Agreement (the “Sales Agreement”) with B. Riley FBR, Inc. and Oppenheimer & Co.Inc. (together, the “Agents”) to create an at the market equity program under which the Company from time to time may offer and sell shares of its common stockhaving an aggregate offering price of up to $50,000,000 through the Agents. Under the Sales Agreement, the Agent making the sales is entitled to a commission inan amount equal to 3.0% of the gross proceeds from such sales. During the year ended October 31, 2018, the Company sold 5.7 million shares of the Company’scommon stock at prevailing market prices under the Sales Agreement and received gross proceeds of $8.0 million and paid $0.9 million of fees and commissions.

During the years ended October 31, 2017 and 2016, the Company sold 7.2 million shares and 6.0 million shares, respectively, of the Company's common stock atprevailing market prices through periodic offerings/sales on the open market  and raised approximately $12.6 million and $36.1 million,  net  of aggregate sellingcommissions of $0.1 million and $0.1 million, respectively.

Public Offerings and Outstanding Warrants

On  May  3,  2017,  the  Company  completed  an  underwritten  public  offering  of  (i)  12,000,000  shares  of  its  common  stock,  (ii)  Series  C  warrants  to  purchase12,000,000 shares of its common stock and (iii) Series D warrants to purchase 12,000,000 shares of its common stock, for gross proceeds of approximately $15.4million, at a public offering price of $1.28 per share and accompanying warrants. Total net proceeds to the Company were approximately $13.9 million.  The SeriesC warrants have an exercise price of $1.60 per share and a term of five years.  A total of 11,536 shares of common stock were issued during fiscal year 2018 uponthe exercise of Series C warrants and the Company received

109

 

total proceeds of $0.02 million. The Series D warrants had an exercise price of $1.28 per share and a term of one year.  A total of 2,584,174 shares of commonstock were issued during fiscal year 2018 upon the exercise of Series D warrants and the Company received total proceeds of $3.3 million.    As of October 31,2018, all Series D warrants have been exercised.

On July 12, 2016, the Company closed on a registered public offering of securities to a single institutional investor pursuant to a placement agent agreement withJ.P. Morgan Securities LLC.  In conjunction with the offering the Company issued 7,680,000 Series A Warrants, all of which remained outstanding as of October31, 2018, at an exercise price of $5.83 per share. They are initially exercisable beginning on the date that is six months and one day after the issue date and willexpire  on  the  fifth  anniversary  of  the  initial  exercisability  date.    The  Company  also  issued  4,926,000  prefunded  Series  B  Warrants  which  were  immediatelyexercisable.  They had an exercise price of $0.0001 per share and were to expire on the fifth anniversary of the issue date.  There were 3,826,000 prefunded SeriesB Warrants outstanding as of October 31, 2016, all of which were exercised during the year ended October 31, 2017.

The following table outlines the warrant activity during the year ended October 31, 2018: 

  Series A

Warrants Series C

Warrants Series D

Warrants Balance as of October 31, 2017     7,680,000      11,580,900      2,584,174 

Warrants exercised     —      (11,536)     (2,584,174)Warrants expired     —      —      — 

Balance as of October 31, 2018     7,680,000      11,569,364      — 

Nasdaq Marketplace Rule 5635(d)

On  December  14,  2017,  in  accordance  with  Nasdaq  Marketplace  Rule  5635(d),  the  Company’s  common  stockholders  approved  the  issuance  of  shares  of  theCompany’s common stock exceeding 19.9% of the number of shares outstanding on September 5, 2017, upon the conversion and/or redemption of the Series CConvertible Preferred Stock issued in an underwritten offering in September 2017.

Note 14. Redeemable Preferred Stock

The Company is authorized to issue up to 250,000 shares of preferred stock, par value $0.01 per share, issuable in one or more series, of which shares to date havebeen issued and designated as Series D Convertible Preferred Stock (referred to herein as Series D Preferred Stock), Series C Convertible Preferred Stock (referredto herein as Series C Preferred Stock) and 5% Series B Cumulative Convertible Perpetual Preferred Stock (referred to herein as Series B Preferred Stock).  

Series D Preferred Stock

On August 27, 2018, the Company entered into an underwriting agreement (the “Underwriting Agreement”) with Oppenheimer & Co. Inc. (the “Underwriter”),relating to  an underwritten  offering (the  “Offering”)  of  the Company’s  Series  D Preferred Stock with a  par  value  of  $0.01 per  share.    Subject  to  the  terms andconditions  contained  in  the  Underwriting  Agreement,  the  Underwriter  agreed  to  purchase,  and  the  Company  agreed  to  sell,  30,680  Series  D  Preferred  Shares,initially convertible into 22,231,884 shares of the Company’s common stock (without regard to any limitation on conversion set forth in the Series D Certificate ofDesignation) at an initial conversion price of $1.38 per share (“Series D Conversion Price”), subject to certain adjustments.

The  Offering  closed  on  August  29,  2018.     The  net  proceeds  to  the  Company  from  the  sale  of  the  Series  D  Preferred  Stock,  after  deducting  the  underwritingdiscounts and commissions and the offering expenses payable by the Company, were approximately $25.3 million.

110

 

In conjunction with the closing of the Offering, on August 29, 2018, the Company filed the Series D Certificate of Designation with the Secretary of State of theState of Delaware, designating 30,680 shares of the Company’s preferred stock as Series D Convertible Preferred Stock and establishing the rights, preferences,privileges, qualifications, restrictions, and limitations relating to the Series D Preferred Stock, as described below.

Based on review of pertinent accounting literature including Accounting Standards Codification (“ASC”) 470 – Debt , ASC 480 - Distinguishing Liabilities fromEquity and ASC 815 - Derivative and Hedging , the Series D Preferred Shares are classified outside of permanent equity on the Consolidated Balance Sheets andwere recorded at fair value on the issuance date (proceeds from the issuance, net of direct issuance cost).  An assessment of the probability of the exercise of thepotential redemption features in the Series D Certificate of Designation for the Series D Preferred Stock is performed at each reporting date to determine whetherany changes in classification are required.  As discussed below, the Company has not obtained stockholder approval to issue a number of shares of common stockequal to 20% or more of the Company’s outstanding voting stock as of the date of issuance of the Series D Preferred Stock and therefore is accreting as part of thestated value the estimated value of the potential common stock shortfall if stockholder approval is not obtained. As of October 31, 2018, the Company determinedthat none of the other contingent redemption features were probable.

A description of certain terms and provisions of the Series D Preferred Shares is as follows:

Conversion Right. The Series D Preferred Shares are convertible into shares of the Company’s common stock, subject to the requirements of Nasdaq ListingRule 5635(d), and the beneficial ownership limitation provided in the Series D Certificate of Designation, at a conversion price equal to $1.38 per share of commonstock, subject to adjustment as provided in the Series D Certificate of Designation, including adjustments if the Company sells shares of common stock or equitysecurities convertible into or exercisable for shares of common stock, at prices below $1.38 per share, in certain types of transactions. The holders are prohibitedfrom converting Series D Preferred Shares into shares of common stock if, as a result of such conversion, such holder, together with its affiliates, would own morethan 4.99% of the total number of shares of common stock then issued and outstanding. Each holder has the right to increase its maximum percentage up to 9.99%upon 60 days’  notice  to  the Company.  Additionally,  prior  to  receiving stockholder  approval  of  the  issuance of  more than 19.9% of  the Company’s  outstandingcommon stock prior  to  the  Offering,  the  holders  will  be  prohibited  from converting  Series  D Preferred  Shares  into  shares  of  common stock if  such conversionwould cause the Company to issue pursuant to the terms of the Series D Preferred Stock a number of shares in excess of the maximum number of shares permittedto be issued thereunder without breaching the Company’s obligations under the rules or regulations of Nasdaq.

The  Series  D  Conversion  Price  is  subject  to  adjustment  under  certain  circumstances  in  accordance  with  the  Series  D  Certificate  of  Designation,  including  thefollowing:

  • The  conversion  price  may be  proportionately  reduced  in  the  event  of  a  subdivision  of  the  Company’s  common stock  into  a  greater  number  ofshares or proportionately increased in the event of a combination of the Company’s common stock into a smaller number of shares.

 

  • In the event that the Company in any manner issues or sells or enters into any agreement to issue or sell Variable Price Securities (as defined in theSeries  D Certificate  of  Designation),  which  generally  includes  any  common stock,  options  or  convertible  securities  that  are  issuable  at  a  pricewhich varies  or  may vary with the market  price  of  the shares  of  common stock,  including by way of  one or  more reset(s)  to  a  fixed price,  butexcluding  customary  anti-dilution  provisions  (each  of  the  formulations  for  such  variable  price  being  referred  to  as,  the  “Variable  Price”),  eachholder  of  Series  D  Preferred  Shares  will  have  the  right  (in  its  sole  discretion)  to  substitute  the  Variable  Price  for  the  Conversion  Price  uponconversion of the Series D Preferred Shares.    Sales of common stock pursuant  to the Company’s At Market  Issuance Sales Agreement with B.Riley FBR, Inc. and Oppenheimer & Co., Inc. will be deemed Variable Price Securities with a Variable Price equal to the lowest price per share atwhich  common  stock  is  sold  pursuant  to  that  agreement.  Under  the  Series  D  Certificate  of  Designation,  the  term  “options”  means  any  rights,warrants or options to subscribe for or purchase shares of common stock or convertible securities, and the term “convertible securities” means anystock or other security (other than options) that is at any time and under any circumstances, directly or indirectly, convertible into, exercisable orexchangeable for, or which otherwise entitles the holder thereof to acquire, any shares of common stock.

 

111

   • At any time any Series D Preferred Shares remain outstanding, the Compa ny may reduce the then current conversion p rice to any amount for any

period of time deemed appropriate by the Company’s board of directors.

Conversion Upon a Triggering Event. Subject to the requirements of Nasdaq Listing Rule 5635(d),  and the beneficial  ownership limitations provided in theSeries D Certificate of Designation, in the event of a triggering event (as defined in the Series D Certificate of Designation and summarized below), the Series DPreferred Shares are convertible into shares of common stock at a conversion price equal to the lower of the Series D Conversion Price in effect on the Trading Day(as such term is defined in the Series D Certificate of Designation) immediately preceding the delivery of the conversion notice and 85% of the lowest VWAP ofthe common stock on any of the five consecutive Trading Days ending on the Trading Day immediately prior to delivery of the applicable conversion notice. Thisconversion right commences on the date of the triggering event and ends on the later of (i) the date the triggering event is cured and (ii) ten Trading Days after theCompany delivers notice of the triggering event.

A triggering event (as defined in the Series D Certificate of Designation) includes, without limitation:

  • any failure to pay any amounts due to the holders of the Series D Preferred Shares; 

  • the Company’s failure to timely deliver shares; 

  • the suspension of the Company’s common stock from trading or failure to be trading or listed on The Nasdaq Global Market, without obtaining alisting on another national securities exchange, for a period of five consecutive Trading Days;

 

  • subject to limited exceptions, the Company’s failure to keep reserved for issuance 150% of the number of shares of common stock issuable uponconversion of the outstanding Series D Preferred Shares;

 

  • certain bankruptcy events; and 

  • breaches of certain covenants that are not timely cured, where a cure period is permitted.

Redemption. On December 1, 2018, and on the sixteenth day and first day of each calendar month thereafter until March 1, 2020, subject to extension in certaincircumstances (the “Series D Maturity Date”), inclusive, the Company will redeem the stated value of Series D Preferred Stock in thirty-one equal installments of approximately $989,677 (each bimonthly amount, a “Series D Installment Amount” and the date of each such payment, a “Series D Installment Date”). The holderswill have the ability to defer installment payments, but not beyond the Series D Maturity Date. In addition, during each period commencing on the 11th trading dayprior to a Series D Installment Date and prior to the immediately subsequent Series D Installment Date, the holders may elect to accelerate the conversion of SeriesD Preferred Shares at then applicable installment conversion price, provided that the holders may not elect to effect any such acceleration during such installmentperiod if either (a) in the aggregate, all the accelerations in such installment period exceed the sum of three other Series D Installment Amounts, or (b) the numberof Series D Preferred Shares subject to prior accelerations exceeds in the aggregate twelve Series D Installment Amounts.

Subject to the requirements of Nasdaq Listing Rule 5635(d) and certain other equity conditions set forth in the Series D Certificate of Designation, the Companymay elect to pay the Series D Installment Amounts in cash or shares of common stock or in a combination of cash and shares of common stock.

Series D Installment Amounts paid in shares will be that number of shares of common stock equal to (a) the applicable Series D Installment Amount, to be paid incommon stock divided by (b) the lesser of  (i) the then existing conversion price, (ii) 87.5% of the volume weighted average price (“VWAP”) of the common stockon  the  Trading  Day  immediately  prior  to  the  applicable  Series  D Installment  Date,  and  (iii)  87.5% of  the  arithmetic  average  of  the  two lowest  VWAPs of  thecommon stock during the ten consecutive Trading Day period ending and including the Trading Day immediately prior to the applicable Series D Installment Dateas  applicable,  provided  that  the  Company  meets  standard  equity  conditions.  The  Company  shall  make  such  election  no  later  than  the  eleventh  Trading  Dayimmediately prior to the applicable Series D Installment Date.

If the Company elects or is required to pay a Series D Installment Amount in whole or in part in cash, the amount paid will be equal to 108% of the applicableSeries D Installment Amount.

112

 

Redemption Upon a Triggering Event. In the event  of  a triggering event  (as defined in the Series  D Certificate  of  Designation and summarized above),  theholders of Series D Preferred Shares may require the Company to redeem such Series D Preferred Shares in cash at a price equal to the greater of  (a) 125% of thestated  value  of  the  Series  D  Preferred  Shares  being  redeemed  plus  accrued  dividends,  if  any,  and  (b)  the  market  value  of  the  number  of  shares  issuable  onconversion  of  the  Series  D Preferred  Shares,  valued  at  the  greatest  closing  sales  price  during  the  period  from the  date  immediately  before  the  triggering  eventthrough the date the Company makes the redemption payment.

Redemption Upon a Change of Control.    In  the  event  of  a  change  of  control,  as  defined  in  the  Series  D Certificate  of  Designation,  the  holders  of  Series  DPreferred Shares can force redemption at a price equal to the greater of  (a) the conversion amount to be redeemed multiplied by 125%, (b) the product of  (i) theconversion amount being redeemed multiplied by (ii) the quotient determined by dividing (A) the greatest closing sale price of the common stock on any TradingDay during  the  period  commencing  immediately  preceding  the  earlier  to  occur  of  (1)  the  consummation  of  the  applicable  change  of  control  and  (2)  the  publicannouncement of such change of control and ending on the date such holder delivers the change of control redemption notice, by (B) the conversion price then ineffect and (c) the product of  (i) the conversion amount being redeemed multiplied by (ii) the quotient determined by dividing (A) the aggregate value of the cashand non-cash consideration per share of common stock being paid to holders of common stock in the change of control transaction by (B) the conversion price thenin effect.  Redemptions of the Series D Preferred Shares required under the Series D Certificate of Designation in connection with a change of control will havepriority over payments to all other stockholders of the Company in connection with such change of control.

Dividends. Each holder  of  Series  D Preferred Shares shall  be entitled to receive dividends (a)  if  no triggering event,  as  defined in the Series  D Certificate  ofDesignation,  has occurred and is continuing when and as declared by the Company’s board of directors,  in its  sole and absolute discretion or (b) if  a triggeringevent has occurred and until such triggering event has been cured, a dividend of 15% per annum based on the holder’s outstanding number of Series D PreferredShares  multiplied  by the  stated  value.  The holders  of  Series  D Preferred  Shares  also  have  the  right  to  participate  in  any dividend  or  other  distribution  made toholders of common stock to the same extent as if they had converted their Series D Preferred Shares.

Liquidation Preference. In the event of the liquidation, dissolution, or winding up of the Company, prior to distribution to holders of securities ranking junior tothe Series D Preferred Stock, holders of Series D Preferred Shares will be entitled to receive the amount of cash, securities or other property equal to the greater of(a)  the  stated  value  thereof  on  the  date  of  such  payment  plus  accrued  dividends,  if  any  and  (b)  the  amount  per  share  such  holder  would  receive  if  such  holderconverted such Series D Preferred Shares into common stock immediately prior to the date of such payment.

Ranking. Shares of Series D Preferred Stock rank with respect to dividend rights and rights upon the liquidation, winding up or dissolution of the Company:

  • senior to shares of the Company’s common stock;

  • junior to the Company’s debt obligations;

  • junior to the Company’s outstanding Series B Preferred Stock;

  • pari passu to the Company’s outstanding Series C Preferred Stock; and

  • effectively junior to the Company’s subsidiaries’ (i) existing and future liabilities and (ii) capital stock held by others.

Limited Voting Rights .  The holders of Series D Preferred Shares have no voting rights, except as required by law; provided, however, that any amendment to theCompany’s certificate of incorporation or bylaws or the Series D Certificate of Designation that adversely affects the powers, preferences and rights of the Series DPreferred Stock requires the approval of the holders of a majority of the Series D Preferred Shares then outstanding.

Participation Rights. Until August 29, 2019, the holders of the Series D Preferred Shares have the right to receive notice of and to participate in any offering,issuance or sale of equity or equity-equivalent securities by the Company or its subsidiaries, other than issuances under certain employee benefit plans, upon theconversion of certain options or other convertible securities, or pursuant to certain acquisitions or strategic transactions. Pursuant to such participation rights, theCompany must offer to issue and sell to such holders at least 35% of the offered securities.

113

 

Nasdaq Marketplace Rule 5635(d). Pursuant  to  the  requirements  of  Nasdaq  Listing  Rule  5635(d),  the  Series  D  Preferred  Shares  may  not  be  converted  orredeemed by payment of shares of the Company’s common stock if such conversion or redemption would cause the Company to issue a number of shares equal to20% or more of the Company’s outstanding voting stock as of the date of the issuance of the Series D Preferred Shares, until the Company’s stockholders approvesuch  issuance.  The  Company  has  agreed  to  file  a  proxy  statement  with  the  SEC for  the  purpose  of  having  the  Company’s  stockholders  vote  on  a  proposal  toapprove such issuances and further agreed to hold such stockholders’ meeting by no later than April 30, 2019.

Series C Preferred Stock

The Company issued an aggregate of 33,500 shares of its Series C Preferred Stock, $0.01 par value and $1,000 stated value per share, during the fiscal year endedOctober 31, 2017 for net proceeds of $27.9 million.  Each share of Series C Preferred Stock was sold at a price of $895.52 for gross proceeds of approximately$30.0 million.  As of October 31, 2018 and 2017, there were 8,992 shares and 33,300 shares of Series C Preferred Stock issued and outstanding, respectively, witha carrying value of $7.5 million and $27.7 million, respectively.

During the fiscal year ended October 31, 2018, holders of the Series C Preferred Stock converted 24,308 Series C Preferred Shares into common shares throughinstallment conversions resulting in a reduction of $20.2 million to the carrying value being recorded to equity.  Installment conversions occurring prior to August27, 2018 in which the conversion price was below the initial conversion price of $1.84 per share resulted in a variable number of shares being issued to settle theinstallment amount and were treated as a partial redemption of the Series C Preferred Shares.   In order to resolve different interpretations of the provisions of theSeries C Certificate of Designations that govern adjustments to the conversion price in connection with sales of common stock under the Company’s at-the-marketsales plan below the fixed conversion price and whether such sales constitute sales of variable priced securities under the Series C Certificate of Designations, theCompany’s board of directors agreed to reduce the conversion price of the Series C Preferred Shares from $1.84 to $1.50 effective August 27, 2018 in exchange fora waiver of certain anti-dilution and price adjustment rights under the Series C Certificate of Designations for future at-the-market sales. I nstallment conversionsoccurring between August 27, 2018 and October 31, 2018 in which the installment conversion price was below the adjusted conversion price of $1.50 per shareresulted  in  a  variable  number  of  shares  being issued to  settle  the  installment  amount  and were  treated as  a  partial  redemption of  the Series  C Preferred  Shares.Installment  conversions  during  the  year  ended  October  31,  2018 that  were  settled  in  a  variable  number  of  shares  and  treated  as  partial  redemptions  resulted  indeemed dividends of $9.6 million.   The deemed dividend represents the difference between the fair value of the common shares issued to settle the installmentamounts and the carrying value of the Series C Preferred Shares.

Based on review of pertinent accounting literature including Accounting Standards Codification (“ASC”) 470 – Debt , ASC 480 - Distinguishing Liabilities fromEquity and ASC 815 - Derivative and Hedging , the Series C Preferred Shares are classified outside of permanent equity on the Consolidated Balance Sheets andwere recorded at fair value on the issuance date (proceeds from the issuance, net of direct issuance cost).  An assessment of the probability of the exercise of thepotential redemption features in the Series C Certificate of Designations for the Series C Preferred Stock is performed at each reporting date to determine whetherany  changes  in  classification  are  required.    As  of  October  31,  2018  and  2017,  the  Company  determined  that  none  of  the  contingent  redemption  features  wereprobable.

A summary of certain terms of the Series C Preferred Stock follows.

Conversion Rights.    As of October 31, 2018, the Series C Preferred Shares were convertible  into shares of common stock subject  to the beneficial  ownershiplimitations provided in the Series C Certificate of Designations, at a conversion price equal to $1.50 per share.  The conversion price is subject to adjustment asprovided in the Series C Certificate of Designations, including adjustments if the Company sells shares of common stock or equity securities convertible into orexercisable for shares of common stock, at variable prices below the conversion price then in effect.   In the event of a triggering event, as defined in the Series CCertificate of Designations, the Series C Preferred Shares are convertible into shares of common stock at a conversion price equal to the lower of the conversionprice  then  in  effect  and  85%  of  the  lowest  VWAP  of  the  common  stock  of  the  five  trading  days  immediately  prior  to  delivery  of  the  applicable  conversionnotice.    The  holders  will  be  prohibited  from converting  Series  C Preferred  Shares  into  shares  of  common stock  if,  as  a  result  of  such  conversion,  such  holder,together with its affiliates, would own more than 8.99% of the total number of shares of common stock then issued and outstanding. Each holder has the right toincrease its maximum percentage up to 9.99% upon 60 days’ notice to the Company.

114

 

Installment Payments. On November 1, 2017 and on the sixteenth day and first day of each calendar month thereafter until March 1, 2019, subject to extension incertain  circumstances  (the  “Series  C  Maturity  Date”),  inclusive,  the  Company  will  redeem  the  stated  value  of  Series  C  Preferred  Shares  in  thirty-three  equalinstallments of approximately $1.0 million (each bimonthly amount, a “Series C Installment Amount” and the date of each such payment, a “Series C InstallmentDate”). The holders will have the ability to defer installment payments, but not beyond the Series C Maturity Date. In addition, during each period commencing onthe 11th trading day prior to a Series C Installment Date and prior to the immediately subsequent Series C Installment Date, the holders may elect to accelerate theconversion of Series C Preferred Shares at the then applicable installment conversion price, provided that the holders may not elect to effect any such accelerationduring  such installment  period if  either  (a)  in  the  aggregate,  all  the  accelerations  in  such installment  period  exceed the  sum of  three  other  Series  C InstallmentAmounts, or (b) the number of Series C Preferred Shares subject to prior accelerations exceeds in the aggregate twelve Series C Installment Amounts.

Subject to certain conditions as provided in the Series C Certificate of Designations, the Company may elect to pay the Series C Installment Amounts in cash orshares of common stock or in a combination of cash and shares of common stock.

Series C Installment Amounts paid in shares will be that number of shares of common stock equal to (a) the applicable Series C Installment Amount, to be paid incommon stock divided by (b) the least of (i) the then existing conversion price, (ii) 87.5% of the VWAP of the common stock on the trading day immediately priorto the applicable Series C Installment Date, and (iii) 87.5% of the arithmetic average of the two lowest VWAPs of the common stock during the ten consecutivetrading day period ending and including the trading day immediately prior to the applicable Series C Installment Date as applicable, provided that the Companymeets  standard  equity  conditions.  The  Company  shall  make  such  election  no  later  than  the  eleventh  trading  day  immediately  prior  to  the  applicable  Series  CInstallment Date.

If the Company elects or is required to pay a Series C Installment Amount in whole or in part in cash, the amount paid will be equal to 108% of the applicableSeries C Installment Amount.

Dividends. Each holder of the Series C Preferred Shares shall be entitled to receive dividends (a) if no triggering event, as defined in the Series C Certificate ofDesignations, has occurred and is continuing when and as declared by the Company’s board of directors, in its sole and absolute discretion or (b) if a triggeringevent has occurred and until such triggering event has been cured, a dividend of 15% per annum based on the holder’s outstanding number of Series C PreferredShares multiplied by the stated value.  There were no triggering events or dividends declared in fiscal years 2017 or 2018.

Redemption. In  the  event  of  a  triggering  event,  as  defined  in  the  Series  C  Certificate  of  Designations,  the  holders  of  the  Series  C  Preferred  Shares  can  forceredemption at  a  price  equal  to  the  greater  of  (a)  the  conversion amount  to  be redeemed multiplied  by 125% and (b)  the  product  of  (i)  the  conversion  rate  withrespect to the conversion amount in effect at such time as such holder delivers a triggering event redemption notice multiplied by (ii) the greatest closing sale priceof  the  common  stock  on  any  trading  day  during  the  period  commencing  on  the  date  immediately  preceding  such  triggering  event  and  ending  on  the  date  theCompany makes the entire payment required.

Liquidation. In  the  event  of  the  Company’s  liquidation,  dissolution,  or  winding  up,  prior  to  distribution  to  holders  of  securities  ranking  junior  to  the  Series  CPreferred Shares, holders of Series C Preferred Shares will be entitled to receive the amount of cash, securities or other property equal to the greater of (a) the statedvalue thereof on the date of such payment plus accrued dividends, if any and (b) the amount per share such holder would receive if such holder converted suchSeries C Preferred Shares into common stock immediately prior to the date of such payment.

Ranking and Voting Rights. Shares of Series C Preferred Stock rank with respect to dividend rights and rights upon the Company’s liquidation, winding up ordissolution:

  • senior to shares of the Company’s common stock;

  • junior to the Company’s debt obligations;

  • junior to the Company’s outstanding Series B Preferred Stock;

115

 

  • pari passu to the Company’s outstanding Series D Preferred Stock (which was issued on August 29, 2018); and

  • effectively junior to the Company’s subsidiaries’ (i) existing and future liabilities and (ii) capital stock held by others.

The holders of the Series C Preferred Shares have no voting rights, except as required by law, provided, however, that any amendment to the Company’s certificateof incorporation or bylaws or the Series C Certificate of Designations that adversely affects the powers,  preferences and rights of the Series C Preferred Sharesrequires the approval of the holders of a majority of the Series C Preferred Shares then outstanding.

Redeemable Series B Preferred Stock

The Company has 105,875 shares of Series B Preferred Stock (Liquidation Preference $1,000.00 per share) authorized for issuance. As of October 31, 2018 and2017, there were 64,020 shares of Series B Preferred Stock issued and outstanding, with a carrying value of $59.9 million. The shares of Series B Preferred Stockand the shares of common stock issuable upon conversion of the shares of Series B Preferred Stock are covered by a registration rights agreement.  The following isa summary of certain provisions of the Series B Preferred Stock.

  • Ranking — Shares  of  Series  B Preferred  Stock  rank  with  respect  to  dividend  rights  and rights  upon the  Company’s  liquidation,  winding  up  ordissolution:

  • senior to shares of the Company’s common stock;

  • senior to shares of the Company’s Series C Preferred Stock;

  • senior to shares of the Company’s Series D Preferred Stock;

  • junior to the Company’s debt obligations; and

  • effectively junior to the Company’s subsidiaries’ (i) existing and future liabilities and (ii) capital stock held by others.

  • Dividends - The Series B Preferred Stock pays cumulative annual dividends of $50.00 per share which are payable quarterly in arrears on February15,  May  15,  August  15  and  November  15.  Dividends  accumulate  and  are  cumulative  from  the  date  of  original  issuance.  Unpaid  accumulateddividends do not bear interest.

The dividend rate is subject to upward adjustment as set forth in the Series B Certificate of Designation if the Company fails to pay, or to set apartfunds to pay, any quarterly dividend on the Series B Preferred Stock. The dividend rate is also subject to upward adjustment as set forth in theRegistration Rights Agreement entered into with the initial purchasers of the Series B Preferred Stock (the “Registration Rights Agreement”) if theCompany  fails  to  satisfy  its  registration  obligations  with  respect  to  the  Series  B Preferred  Stock  (or  the  underlying  common shares)  under  theRegistration Rights Agreement.

No dividends or other distributions may be paid or set apart for payment on the Company’s common shares (other than a dividend payable solelyin shares of a like or junior ranking) unless all accumulated and unpaid Series B Preferred Stock dividends have been paid or funds or shares ofcommon stock have been set aside for payment of accumulated and unpaid Series B Preferred Stock dividends.

The dividend on the Series B Preferred Stock may be paid in cash; or at the option of the holder, in shares of the Company’s common stock, whichwill be registered pursuant to a registration statement to allow for the immediate sale of these common shares in the public market.  Dividends of$3.2 million were paid in cash in each of the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016.  There were no cumulative unpaid dividends as ofOctober 31, 2018 and 2017.

  • Liquidation - The holders of Series B Preferred Stock are entitled to receive, in the event that the Company is liquidated, dissolved or wound up,whether  voluntary or  involuntary,  $1,000.00 per  share plus all  accumulated and unpaid dividends to the date  of  that  liquidation,  dissolution,  orwinding up (“Liquidation Preference”). Until the holders of Series B Preferred Stock receive their Liquidation Preference in full, no payment willbe made on any junior shares, including shares of the Company’s common stock.  After the Liquidation Preference is paid in full, holders of theSeries B Preferred Stock will not be entitled to receive any further distribution of the Company’s assets.  As of October 31, 2018 and 2017, theSeries B Preferred Stock had a Liquidation Preference of $64.0 million.

116

 

  • Conversion Rights - Each share of Series B Preferred Stock may be converted at any time, at the option of the holder, into 7.0922 shares of theCompany’s  common  stock  (which  is  equivalent  to  an  initial  conversion  price  of  $141.00  per  share)  plus  cash  in  lieu  of  fractional  shares.  Theconversion  rate  is  subject  to  adjustment  upon  the  occurrence  of  certain  events,  as  described  in  the  Series  B  Certificate  of  Designation.    Theconversion  rate  is  not  adjusted  for  accumulated  and  unpaid  dividends.  If  converted,  holders  of  Series  B  Preferred  Stock  do  not  receive  a  cashpayment for all accumulated and unpaid dividends; rather, all accumulated and unpaid dividends are canceled.

The Company may, at its option, cause shares of Series B Preferred Stock to be automatically converted into that number of shares of commonstock  that  are  issuable  at  the  then  prevailing  conversion  rate.  The  Company  may  exercise  its  conversion  right  only  if  the  closing  price  of  itscommon stock exceeds 150% of the then prevailing conversion price ($141.00 per share as of October 31, 2018) for 20 trading days during anyconsecutive 30 trading day period, as described in the Series B Certificate of Designation.

If  holders  of  Series  B Preferred  Stock  elect  to  convert  their  shares  in  connection  with  certain  fundamental  changes,  as  defined  in  the  Series  BCertificate of Designation, the Company will in certain circumstances increase the conversion rate by a number of additional shares of commonstock upon conversion or,  in lieu thereof,  the Company may in certain circumstances elect  to adjust  the conversion rate and related conversionobligation so that shares of Series B Preferred Stock are converted into shares of the acquiring or surviving company, in each case as described inthe Series B Certificate of Designation.

The adjustment of the conversion price is to prevent dilution of the interests of the holders of the Series B Preferred Stock from certain dilutivetransactions with holders of common stock.

  • Redemption — The  Company  does  not  have  the  option  to  redeem  the  shares  of  Series  B  Preferred  Stock.  However,  holders  of  the  Series  BPreferred Stock can require  the  Company to redeem all  or  part  of  their  shares  at  a  redemption price  equal  to  the Liquidation Preference  of  theshares to be redeemed in the case of a “fundamental change”, (as described in the Series B Certificate of Designation).  A fundamental change willbe deemed to have occurred if any of the following occurs:

  • any “person” or “group” is or becomes the beneficial owner, directly or indirectly, of 50% or more of the total voting power of all classes of theCompany’s capital stock then outstanding and normally entitled to vote in the election of directors;

 

  • during any period of two consecutive years, individuals who at the beginning of such period constituted the board of directors (together with anynew directors whose election by the Company’s board of directors or whose nomination for election by the stockholders was approved by a vote oftwo-thirds of the Company’s directors then still in office who were either directors at the beginning of such period or whose election of nominationfor election was previously so approved) cease for any reason to constitute a majority of the directors then in office;

 

  • the termination of trading of the Company’s common stock on The Nasdaq Stock Market and such shares are not approved for trading or quotedon any other U.S. securities exchange; or

 

  • the Company consolidates with or merges with or into another person or another person merges with or into the Company or the sale, assignment,transfer, lease, conveyance or other disposition of all or substantially all of the Company’s assets and certain of its subsidiaries, taken as a whole,to another person and, in the case of any such merger or consolidation, the Company’s securities that are outstanding immediately prior to suchtransaction  and  which  represent  100% of  the  aggregate  voting  power  of  the  Company’s  voting  stock  are  changed  into  or  exchanged  for  cash,securities  or  property,  unless  pursuant  to  the  transaction  such  securities  are  changed  into  securities  of  the  surviving  person  that  represent,immediately after such transaction, at least a majority of the aggregate voting power of the voting stock of the surviving person.

Notwithstanding the foregoing, holders of shares of Series B Preferred Stock will not have the right to require the Company to redeem their sharesif:

117

 

  • the  last  reported  sale  price  of  shares  of  the  Company’s  common stock for  any five  trading days within the  10 consecutive  trading days endingimmediately before the later of the fundamental change or its announcement equaled or exceeded 105% of the conversion price of the shares ofSeries B Preferred Stock immediately before the fundamental change or announcement;

 

  • at least 90% of the consideration (excluding cash payments for fractional shares) and, in respect of dissenters’ appraisal rights, if the transactionconstituting the fundamental change consists of shares of capital stock traded on a U.S. national securities exchange, or which will be so traded orquoted when issued or exchanged in connection with a fundamental change, and as a result of the transaction, shares of Series B Preferred Stockbecome convertible into such publicly traded securities; or

 

  • in  the  case  of  fundamental  change  event  in  the  fourth  bullet  above,  the  transaction  is  affected  solely  to  change  the  Company’s  jurisdiction  ofincorporation.

 

The Company may, at its option, elect to pay the redemption price in cash or in shares of the Company’s common stock, valued at a discount of5% from the market price of shares of the Company’s common stock, or any combination thereof.  Notwithstanding the foregoing, the Companymay only pay such redemption price in shares of the Company’s common stock that are registered under the Securities Act of 1933 and eligiblefor immediate sale in the public market by non-affiliates of the Company.  

  • Voting Rights - Holders  of  Series  B  Preferred  Stock  currently  have  no  voting  rights;  however,  holders  may  receive  certain  voting  rights,  asdescribed in the Series B Certificate of Designation, if (1) dividends on any shares of Series B Preferred Stock, or any other class or series of stockranking on a parity with the Series B Preferred Stock with respect to the payment of dividends, shall be in arrears for dividend periods, whether ornot consecutive, for six calendar quarters or (2) the Company fails to pay the redemption price, plus accrued and unpaid dividends, if any, on theredemption date for shares of Series B Preferred Stock following a fundamental change.

So long as any shares of Series B Preferred Stock remain outstanding, the Company will not, without the consent of the holders of at least two-thirds of the shares of Series B Preferred Stock outstanding at the time (voting separately as a class with all other series of preferred stock, if any,on parity with the Series B Preferred Stock upon which like voting rights have been conferred and are exercisable) issue or increase the authorizedamount of any class or series of shares ranking senior to the outstanding shares of the Series B Preferred Stock as to dividends or upon liquidation.In addition, the Company will not, subject to certain conditions, amend, alter or repeal provisions of the Company’s certificate of incorporation,including the Series B Certificate of Designation relating to the Series B Preferred Stock, whether by merger, consolidation or otherwise, so as toadversely amend, alter or affect any power, preference or special right of the outstanding shares of Series B Preferred Stock or the holders thereofwithout the affirmative vote of not less than two-thirds of the issued and outstanding Series B Preferred Stock shares.

Class A Cumulative Redeemable Exchangeable Preferred Shares (the “Series 1 Preferred Shares”)

FCE FuelCell Energy Ltd. (“FCE Ltd”), one of the Company's indirect subsidiaries, has 1,000,000 Class A Cumulative Redeemable Exchangeable Preferred Shares(the “Series 1 Preferred Shares”) issued and outstanding, which are held by Enbridge, Inc. ("Enbridge"), which is a related party.  The Company guarantees thereturn of principal and dividend obligations of FCE Ltd. to the holders of Series 1 Preferred Shares.

118

 

On March 31, 2011 and April 1, 2011, the Company entered into agreements with Enbridge to modify the provisions of the Series 1 Preferred Shares of FCE Ltd.Enbridge  is  the  sole  holder  of  the  Series  1  Preferred  Shares.    Consistent  with  the  previous  Series  1  Preferred  Share  agreement,  FuelCell  Energy  continues  toguarantee the return of principal and dividend obligations of FCE Ltd. to the holders of Series 1 Preferred Shares under the modified agreement.

The terms of the Series 1 Preferred Shares includes payments of (i) annual dividend payments of Cdn. $500,000 and (ii) annual return of capital payments of Cdn.$750,000. These payments commenced on March 31, 2011 and will end on December 31, 2020. Dividends accrue at a 1.25% quarterly rate on the unpaid principalbalance,  and  additional  dividends  will  accrue  on  the  cumulative  unpaid  dividends  (inclusive  of  the  Cdn.  $12.5  million  unpaid  dividend  balance  as  of  themodification date) at a rate of 1.25% compounded quarterly.  On December 31, 2020, the amount of all accrued and unpaid dividends on the Series 1 PreferredShares of Cdn. $21.1 million and the balance of the principal redemption price of Cdn. $4.4 million shall be paid to the holders of the Series 1 Preferred Shares.FCE Ltd. has the option of making dividend payments in the form of common stock or cash under the terms of the Series 1 Preferred Shares.

Because the Series 1 Preferred Shares represent a mandatorily redeemable financial instrument, they are presented as a liability on the Consolidated Balance Sheet.

The Company made its scheduled payments of Cdn. $1.3 million during each of fiscal year 2018, 2017 and 2016.  The Company also recorded interest expense,which reflects the accretion of the fair value discount of approximately Cdn. $2.8 million, Cdn. $2.6 million and Cdn. $2.4 million, respectively.  As of October 31,2018 and 2017, the carrying value of the Series 1 Preferred Shares was Cdn. $20.9 million ($15.9 million) and Cdn. $19.4 million ($15.1 million), respectively andis classified as preferred stock obligation of subsidiary on the Consolidated Balance Sheets.

In addition to the above, the significant terms of the Series 1 Preferred Shares include the following:

  • Voting Rights — The holders of the Series 1 Preferred Shares are not entitled to any voting rights.

  • Dividends — Dividend payments can be made in cash or common stock of the Company, at the option of FCE Ltd., and if common stock is issuedit  may be unregistered.  If  FCE Ltd. elects to make such payments by issuing common stock of the Company, the number of common shares isdetermined  by  dividing  the  cash  dividend  obligation  by  95% of  the  volume  weighted  average  price  in  U.S.  dollars  at  which  board  lots  of  thecommon shares  have  been  traded  on  Nasdaq  during  the  20  consecutive  trading  days  preceding  the  end  of  the  calendar  quarter  for  which  suchdividend  in  common  shares  is  to  be  paid  converted  into  Canadian  dollars  using  the  Bank  of  Canada’s  noon  rate  of  exchange  on  the  day  ofdetermination.

  • Redemption — The Series 1 Preferred Shares are redeemable by FCE Ltd. for Cdn. $25.00 per share less any amounts paid as a return of capital inrespect of such share plus all unpaid dividends and accrued interest.

  • Liquidation or Dissolution — In the event of the liquidation or dissolution of FCE Ltd., the holders of Series 1 Preferred Shares will be entitled toreceive Cdn. $25.00 per share less any amounts paid as a return of capital in respect of such share plus all unpaid dividends and accrued interest.The Company has guaranteed any liquidation obligations of FCE Ltd.

  • Exchange Rights — A holder of Series 1 Preferred Shares has the right to exchange such shares for fully paid and non-assessable common stock ofthe Company at the following exchange prices:

  • Cdn. $1,664.52 per share of common stock after July 31, 2015 until July 31, 2020; and

  • at any time after July 31, 2020, at a price equal to 95% of the then current market price (in Cdn. $) of the Company’s common stock at the time ofconversion.

The exchange rates set forth above shall be adjusted if the Company: (i) subdivides or consolidates the common stock; (ii) pays a stock dividend;(iii) issues rights, options or other convertible securities to the Company's common stockholders enabling them to acquire common stock at a priceless than 95% of the then-current price; or (iv) fixes a record date to distribute to the Company's common stockholders shares of any other class ofsecurities, indebtedness or assets.

119

 

For example, assuming the holder of the Series 1 Preferred Shares exercises its conversion rights after July 31 2020 and assuming the common stock price is $0.85(the  common  stock  closing  price  on  October  31,  2018)  and  an  exchange  rate  of  U.S.  $1.00  to  Cdn.  $1.31  (exchange  rate  on  October  31,  2018)  at  the  time  ofconversion, the Company would be required to issue approximately 4,192,221 shares of its common stock.

Derivative liability related to Series 1 Preferred Shares

The conversion feature and variable dividend contained in the terms of the Series 1 Preferred Shares are not clearly and closely related to the characteristics of theSeries  1  Preferred  Shares.  Accordingly,  these  features  qualify  as  embedded  derivative  instruments  and  are  required  to  be  bifurcated  and  recorded  as  derivativefinancial instruments at fair value.

The conversion feature is valued using a lattice model.  Based on the pay-off profiles of the Series 1 Preferred Shares, it is assumed that we will exercise the calloption to force conversion in 2020. Conversion after 2020 delivers a fixed pay-off to the investor,  and is modeled as a fixed payment in 2020.   The cumulativedividend is modeled as a quarterly cash dividend component (to satisfy minimum dividend payment requirement), and a one-time cumulative dividend payment in2020.

The variable dividend is valued using a Monte Carlo simulation model.

The assumptions used in these valuation models  include historical  stock price volatility,  risk-free interest  rate  and a credit  spread based on the yield indexes oftechnology  high  yield  bonds,  foreign  exchange  volatility  as  the  security  is  denominated  in  Canadian  dollars,  and  the  closing  price  of  our  common  stock.  Theaggregate fair value of these derivatives included within long-term debt and other liabilities on the Consolidated Balance Sheets as of October 31, 2018 and 2017was $0.8 million.

Note 15. Segment Information

We are engaged in the development, design, production, construction and servicing of high temperature fuel cells for clean electric power generation. Critical to thesuccess of our business is, among other things, our research and development efforts, both through customer-sponsored projects and Company-sponsored projects.The research and development activities are viewed as another product line that contributes to the development, design, production and sale of fuel cell products,however,  it  is  not  considered  a  separate  operating  segment.  The  chief  operating  decision  maker  does  not  review  and  assess  financial  information  at  a  discreteenough level to be able to assess performance of research and development activities as if  it  operated as a standalone business segment,  we have identified onebusiness segment: fuel cell power plant production and research.

Revenues, by geographic location (based on the customer’s ordering location) for the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016 were as follows (in thousands): 

  2018 2017 2016 United States   $ 50,953    $ 47,539    $ 48,697 South Korea     36,279      44,217      52,007 England     387      368      277 Germany     1,795      2,740      7,147 Canada     23      729      124 Spain     —      73      — 

Total   $ 89,437    $ 95,666    $ 108,252 

 Service agreement revenue which is included within Service agreements and license revenues on the consolidated statement of operations was $13.5 million, $24.4million and $26.6 million, for the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016, respectively.

Long-lived assets located outside of the United States as of October 31, 2018 and 2017 are not significant individually or in the aggregate.

120

 

Note 16. Benefit Plans

We have stockholder approved equity incentive plans, a stockholder approved Section 423 Stock Purchase Plan (the “ESPP”) and an employee tax-deferred savingsplan, which are described in more detail below.

2018 Omnibus Incentive Plan

The  Company’s  2018  Omnibus  Incentive  Plan  (the  “2018  Incentive  Plan”)  was  approved  by  the  Company’s  stockholders  at  the  2018  Annual  Meeting  ofStockholders, which was held on April 5, 2018.  The 2018 Incentive Plan provides that a total of 4.0 million shares of the Company’s common stock may be issuedthereunder.  The 2018 Incentive Plan authorizes grants of stock options, stock appreciation rights (“SARs”), restricted stock awards (“RSAs”), restricted stock units(“RSUs”), performance shares, performance units and incentive awards to key employees, directors, consultants and advisors.  Stock options, RSAs and SARs haverestrictions as to transferability. Stock option exercise prices are fixed by the Board but shall not be less than the fair market value of our common stock on the dateof  the  grant.  SARs  may  be  granted  in  conjunction  with  stock  options.  Stock  options  generally  vest  ratably  over  4  years  and  expire  10  years  from  the  date  ofgrant.  As of October 31, 2018, there were 1.4 million shares available for grant.

Other Equity Incentive Plans

The Company has a 2010 Equity Incentive Plan.  In April 2017, the number of shares of common stock reserved for issuance under the 2010 Equity Incentive Planwas increased to 4.5 million shares.  Under the 2010 Equity Incentive Plan, the Board was authorized to grant incentive stock options, nonstatutory stock options,SARs,  RSAs,  RSUs,  performance  units,  performance  shares,  dividend  equivalent  rights  and  other  stock  based  awards  to  our  officers,  key  employees  and  non-employee directors. Stock options, RSAs and SARs have restrictions as to transferability. Stock option exercise prices are fixed by the Board but shall not be lessthan the fair  market  value of our common stock on the date of the grant.  SARs may be granted in conjunction with stock options.  Stock options generally vestratably over 4 years and expire 10 years from the date of grant. The Company also has an international award program to provide RSUs for the benefit of certainemployees outside the United States. At October 31, 2018, equity awards outstanding under the 2010 Equity Incentive Plan consisted of incentive stock options,nonstatutory stock options, RSAs and RSUs.

The Company's 1998, 2006 and 2010 Equity Incentive Plans remain in effect only to the extent of awards outstanding under the plan as of October 31, 2018.

Share-based compensation was reflected in the consolidated statements of operations as follows (in thousands): 

  2018 2017 2016 Cost of revenues   $ 543    $ 1,050    $ 745 General and administrative expense     2,256      2,721      2,110 Research and development expense     355      679      504     $ 3,154    $ 4,450    $ 3,359

 

 

Stock Options

We account for stock options awarded to non-employee directors under the fair value method. The fair value of stock options is estimated on the grant date usingthe Black-Scholes option valuation model and the following weighted-average assumptions: 

  2018 2017 2016 Expected life (in years)     7.0      7.0      7.0 Risk free interest rate     2.8%    2.2%    1.5%Volatility     72.7%    79.5%    80.1%Dividend yield     —%    —%    —%

 

121

 The expected life is the period over which our non-employee directors are expected to hold the options and is based on historical data for similar grants. The riskfree interest rate is based on the expected U.S. Treasury rate over the expected life. Expected volatility is based on the historical volatility of our stock. Dividendyield is based on our expected dividend payments over the expected life.

The following table summarizes our stock option activity for the year ended October 31, 2018: 

 

Weighted-AverageOption

Options Shares Price Outstanding as of October 31, 2017     309,950    $ 23.81 

Granted     54,503    $ 1.78 Canceled     (40,967)   $ 100.85 

Outstanding as of October 31, 2018     323,486    $ 10.34 

 The weighted average grant-date fair  value per share for options granted during the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016 was $1.78, $1.50 and $6.44,respectively. There were no options exercised in fiscal years 2018, 2017 or 2016.

The following table summarizes information about stock options outstanding and exercisable as of October 31, 2018: 

  Options Outstanding Options Exercisable Weighted Average Weighted Weighted Remaining Average Average

Range of Number Contractual Exercise Number Exercise Exercise Prices outstanding Life Price exercisable Price $0.00 — $3.23     158,322      8.8    $ 1.60      103,819    $ 1.50 $3.24 — $61.20     165,164      4.1    $ 18.72      163,500    $ 18.79       323,486      6.4    $ 10.34      267,319    $ 12.07

 

 There was no intrinsic value for options outstanding and exercisable at October 31, 2018.

Restricted Stock Awards and Units

The following table summarizes our RSA and RSU activity for the year ended October 31, 2018: 

  Weighted-Average

Restricted Stock Awards and Units Shares Fair Value Outstanding as of October 31, 2017     3,008,686      2.52 

Granted     2,545,715      1.75 Vested     (925,662)     2.80 Forfeited     (258,164)     2.19 

Outstanding as of October 31, 2018     4,370,575      2.03 

 RSA and RSU expense is based on the fair value of the award at the date of grant and is amortized over the vesting period, which is generally over 3 or 4 years. Asof October 31, 2018, the 4.4 million outstanding RSAs and RSUs had an average remaining life of 1.4 years and an aggregate intrinsic value of $3.7 million.

As of October 31, 2018, total unrecognized compensation cost related to RSAs including RSUs was $6.2 million which is expected to be recognized over the next2.0 years on a weighted-average basis.

122

 

Stock Awards

During the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016, we awarded 158,708, 86,001 and 24,379 shares, respectively, of fully vested, unrestricted common stockto the independent members of our board of directors as a component of board of director compensation which resulted in recognizing $0.3 million, $0.1 millionand $0.2 million of expense for each of the respective years.

Employee Stock Purchase Plan 

The 2018 Employee Stock Purchase Plan (the “ESPP”) was approved by the Company’s stockholders at the 2018 Annual Meeting of Stockholders.  The adoptionof the ESPP allows the Company to provide eligible employees of FuelCell Energy, Inc. and of certain designated subsidiaries with the opportunity to voluntarilyparticipate  in  the  ESPP,  enabling  such  participants  to  purchase  shares  of  the  Company’s  common  stock  at  a  discount  to  market  price  at  the  time  of  suchpurchase.  The maximum number of the Company’s shares of common stock that may be issued under the ESPP is 500,000 shares.  The previous Employee StockPurchase Plan was suspended as of May 1, 2017 because we did not have sufficient shares of common stock available for issuance.

Under the ESPP, eligible employees have the right to purchase shares of common stock at the lesser of (i) 85% of the last reported sale price of our common stockon the first business day of the offering period, or (ii) 85% of the last reported sale price of the common stock on the last business day of the offering period, ineither case rounded up to avoid impermissible trading fractions. Shares issued pursuant to the ESPP contain a legend restricting the transfer or sale of such commonstock for a period of 0.5 years after the date of purchase.  There  was  no  ESPP  activity  for  the  year  ended  October  31,  2018.    The  fair  value  of  shares  issued  under  the  previous  Employee  Stock  Purchase  Plan  wasdetermined at the grant date using the Black-Scholes option-pricing model with the following weighted average assumptions for the years ended October 31, 2017and 2016: 

  2017 2016 Expected life (in years)     0.5      0.5 Risk free interest rate     0.46%    0.30%Volatility     75.0%    37.0%Dividends yield   —%    —%

 

 The weighted-average fair  value of shares issued under the previous Employee Stock Purchase Plan during fiscal  year 2017 and 2016 was $1.76 and $6.86 pershare, respectively.

Employee Tax-Deferred Savings Plans

We offer a 401(k) plan (the “Plan”) to all full time employees that provides for tax-deferred salary deductions for eligible employees (beginning the first monthfollowing  an  employee’s  hire  date).  Employees  may  choose  to  make  voluntary  contributions  of  their  annual  compensation  to  the  Plan,  limited  to  an  annualmaximum amount  as  set  periodically  by  the  Internal  Revenue  Service.  Employee  contributions  are  fully  vested  when made.  Under  the  Plan,  there  is  no  optionavailable to the employee to receive or purchase our common stock.  Matching contributions of 2% under the Plan aggregated $0.5 million, $0.5 million and $0.6million for the years ended October 31, 2018, 2017, and 2016, respectively.

Note 17. Income Taxes

The components of loss before income taxes for the years ended October 31, 2018, 2017, and 2016 were as follows (in thousands): 

  2018 2017 2016 U.S.   $ (47,314)   $ (49,723)   $ (46,708)Foreign     (3,035)     (4,136)     (3,981)Loss before income taxes   $ (50,349)   $ (53,859)   $ (50,689)

123

  The Company recorded an income tax benefit totaling $3.0 million for the year ended October 31, 2018 compared to income tax expense of $0.04 million and $0.5million for the years ended October 31, 2017 and 2016, respectively.  The income tax benefit for the year ended October 31, 2018 primarily related to the Tax Cutsand Jobs Act (the “Act”) that was enacted on December 22, 2017. The Act reduced the U.S. federal corporate tax rate from 34% to 21% effective January 1, 2018which  resulted  in  a  deferred  tax  benefit  of  $1.0  million  primarily  related  to  a  reduction  of  the  Company’s  deferred  tax  liability  for  in  process  research  anddevelopment  (“IPR&D”).    The Act  also  established  an  unlimited  carryforward  period  for  the  net  operating  loss  (“NOL”)  the  Company generated  in  fiscal  year2018.  This provision of the Act resulted in a reduction of the valuation allowance attributable to deferred tax assets at the enactment date by $2.0 million based onthe indefinite life of the resulting NOL as well as the deferred tax liability for IPR&D.  The current income tax expense for the years ended October 31, 2017 and2016 related to foreign withholding taxes and income taxes in South Korea and there was no deferred federal  income tax expense (benefit)  for  the years endedOctober 31, 2017 and 2016.  Franchise tax expense, which is included in administrative and selling expenses, was $0.5 million, $0.5 million and $0.4 million forthe years ended October 31, 2018, 2017 and 2016, respectively.

The reconciliation of the federal statutory income tax rate to our effective income tax rate for the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016 was as follows: 

  2018 2017 2016 Statutory federal income tax rate     (23.2)%     (34.0)%     (34.0)%

Increase (decrease) in income taxes resulting   from:                       State taxes, net of Federal benefits     0.7%     (1.3)%     (0.2)%Foreign withholding tax     0.0%     0.1%     1.1%Net operating loss expiration and true-ups     4.6%     (4.6)%     3.3%Nondeductible expenditures     1.5%     1.9%     0.9%Change in tax rates     201.6%     (0.8)%     (0.3)%Other, net     0.0%     0.6%     0.2%Valuation allowance     (191.2)%     38.2%     30.1%

Effective income tax rate     (6.0)%     0.1%     1.1% Our deferred tax assets and liabilities consisted of the following at October 31, 2018 and 2017 (in thousands): 

  2018 2017 Deferred tax assets:                

Compensation and benefit accruals   $ 7,767    $ 11,158 Bad debt and other allowances     426      605 Capital loss and tax credit carry-forwards     12,295      13,398 Net operating losses (domestic and foreign)     202,643      282,022 Deferred license revenue     4,765      7,850 Inventory valuation allowances     238      111 Accumulated depreciation     4,374      5,095 Grant revenue     910      1,522 

Gross deferred tax assets:     233,418      321,761 Valuation allowance     (231,403)     (321,761)Deferred tax assets after valuation allowance     2,015      — 

Deferred tax liability:                In process research and development     (2,356)     (3,377)

Net deferred tax liability   $ (341)   $ (3,377) We continually evaluate our deferred tax assets as to whether it is “more likely than not” that the deferred tax assets will be realized. In assessing the realizability ofour deferred tax assets, management considers the scheduled reversal

124

 of deferred tax liabilities, projected future taxable income and tax planning strategies. Based on the projections for future taxable income over the periods in whichthe deferred tax assets are realizable, management believes that significant uncertainty exists surrounding the recoverability of the deferred tax assets. As a result,with the exception of  the discussion above,  we recorded a valuation allowance against  our  net  deferred tax assets.  None of  the valuation allowance will  reduceadditional paid in capital upon subsequent recognition of any related tax benefits.   As of October 31, 2018, we had federal and state NOL carryforwards of $799.9million and $410.2 million, respectively. The federal NOL carryforwards expire in varying amounts from 2019 through 2037 while state NOL carryforwards expirein  varying  amounts  from fiscal  year  2019  through  2037.    Federal  NOLs generated  in  fiscal  2018  are  not  subject  to  expiration  subsequent  to  the  Act  discussedabove.  Additionally, we had $8.3 million of state tax credits available that will expire from tax years 2019 to 2037.

Certain transactions involving the Company’s beneficial ownership occurred in fiscal year 2014 and prior years, which could have resulted in a stock ownershipchange for purposes of Section 382 of the Internal Revenue Code of 1986, as amended. We complete a detailed Section 382 ownership shift analysis on an annualbasis to determine whether any of our NOL and credit carryovers will be subject to limitation. Based on that study, we determined that there was no ownershipchange as of the end of our fiscal year 2018 that impacts Section 382.  The acquisition of Versa in fiscal year 2013 triggered a Section 382 ownership change at thelevel of Versa Power System which will limit the future usage of some of the federal and state NOLs that we acquired in that transaction. The federal and stateNOLs that are non 382-limited are included in the NOL deferred tax assets as disclosed.

As discussed in  Note  1,  the  Company’s  financial  statements  reflect  expected  future  tax  consequences  of  uncertain  tax  positions  that  the  Company has  taken orexpects to take on a tax return (including a decision whether to file or not file a return in a particular jurisdiction) presuming the taxing authorities’ full knowledgeof the position and all relevant facts.

The liability for unrecognized tax benefits as of October 31, 2018 and 2017 was $15.7 million. This amount is directly associated with a tax position taken in a yearin  which  federal  and  state  NOL  carryforwards  were  generated.  Accordingly,  the  amount  of  unrecognized  tax  benefit  has  been  presented  as  a  reduction  in  thereported  amounts  of  our  federal  and  state  NOL  carryforwards.  It  is  our  policy  to  record  interest  and  penalties  on  unrecognized  tax  benefits  as  income  taxes;however, because of our significant NOLs, no provision for interest or penalties has been recorded.

We file  income tax returns  in the U.S.  and certain  states,  primarily  Connecticut  and California,  as  well  as  income tax returns  required internationally  for  SouthKorea and Germany. We are open to examination by the Internal Revenue Service and various states in which we file for fiscal year 2001 to the present.  Duringthe fiscal year ended October 31, 2018, the Company underwent an IRS examination for its fiscal year 2016 tax year which was closed without material adjustment.

Note 18. Earnings Per Share

Basic  earnings  (loss)  per  common  share  (“EPS”)  are  generally  calculated  as  income  (loss)  available  to  common  stockholders  divided  by  the  weighted  averagenumber of common shares outstanding. Diluted EPS is generally calculated as income (loss) available to common stockholders divided by the weighted averagenumber of common shares outstanding plus the dilutive effect of common share equivalents.

125

 

The calculation of basic and diluted EPS for the years ended October 31, 2018, 2017 and 2016 was as follows (amounts in thousands, except share and per shareamounts): 

  2018 2017 2016 Numerator                      

Net loss  $ (47,334)  $ (53,903)  $ (51,208)Net loss attributable to noncontrolling interest    —     —     251 Series B Preferred stock dividends    (3,200)    (3,200)    (3,200)Series C Preferred stock deemed dividends    (9,559)    —     — Series D Preferred stock redemption accretion    (2,075)    —     — Net loss to common stockholders  $ (62,168)  $ (57,103)  $ (54,157)

Denominator                      Weighted average common shares outstanding - basic     82,754,268      49,914,904      29,773,700 Effect of dilutive securities (1)     —      —      — Weighted average common shares outstanding - diluted     82,754,268      49,914,904      29,773,700 Net loss to common stockholders per share - basic   $ (0.75)   $ (1.14)   $ (1.82)Net loss to common stockholders per share - diluted (1)   $ (0.75)   $ (1.14)   $ (1.82)

 (1) Due  to  the  net  loss  to  common  stockholders  in  each  of  the  years  presented  above,  diluted  earnings  per  share  was  computed  without  consideration  to

potentially  dilutive  instruments  as  their  inclusion  would  have  been  antidilutive.  As  of  October  31,  2018,  2017  and  2016,  potentially  dilutive  securitiesexcluded from the diluted loss per share calculation are as follows:

  

October 31, 2018  

October 31, 2017

October 31, 2016 May 2017 Offering –   Series C Warrants

 

  11,569,364  

  11,580,900  

  — May 2017 Offering –   Series D Warrants

 

  -  

  2,584,174  

  — July 2016 Offering -   Series A Warrants

 

  7,680,000  

  7,680,000  

  7,680,000 July 2016 Offering -   Series B Warrants

 

  —  

  —  

  3,826,000 July 2014 Offering - NRG Warrants

 

  —  

  —  

  166,666 Outstanding options to   purchase common stock

 

  323,486  

  309,950  

  246,923 Unvested RSAs

 

  1,119,433  

  1,898,692  

  915,831 Unvested RSUs

 

  3,251,142  

  1,109,994  

  74,204 Series C Preferred Shares to satisfy   conversion requirements (1)

 

  5,994,667  

  18,097,826  

  — Series D Preferred Shares to satisfy   conversion requirements (2)

 

  22,231,884  

  —  

  — 5% Series B Cumulative   Convertible Preferred Stock (3)

 

  454,043  

  454,043  

  454,043 Series 1 Preferred Shares to satisfy   conversion requirements (3)

 

  15,168  

  15,168  

  15,168 Total potentially dilutive securities

 

  52,639,187  

  43,730,747  

  13,378,835 

 (1) The number of shares of common stock issuable upon conversion of the Series C Preferred Stock was calculated using the liquidation preference value

outstanding on October 31, 2018 of $9.0 million divided by the reduced conversion price of $1.50 and the liquidation preference of $33.3 million dividedby the conversion price of

126

 $1.84 as of October 31, 2017 .  The actual number of shares issued could vary depending on the actual market price of the Company’s common shares onthe date of such conversions.

(2) The number of shares of common stock issuable upon conversion of the Series D Preferred Stock was calculated using the liquidation preference valueoutstanding on October 31, 2018 of $30.7 million divided by the conversion price of $1.38.  The actual number of shares issued could vary depending onthe actual market price of the Company’s common shares on the date of such conversions.

(3) Refer to Note 14, Redeemable Preferred Stock, for information on the calculation of the common shares upon conversion.

Note 19. Commitments and Contingencies

Lease agreements

As of  October  31,  2018 and 2017,  we had capital  lease  obligations  of  $0.3 million and $0.6 million,  respectively.  Lease  payment  terms are  primarily  thirty-sixmonths from the date of lease.

We  also  lease  certain  computer  and  office  equipment  and  manufacturing  facilities  in  Torrington  and  Danbury,  Connecticut  under  operating  leases  expiring  onvarious dates through 2030.  Rent expense was $1.2 million, $1.6 million and $1.8 million for the years ended October 2018, 2017 and 2016, respectively.

Non-cancelable minimum payments applicable to operating and capital leases at October 31, 2018 were as follows (in thousands): 

 

OperatingLeases

CapitalLeases

2019   $ 841    $ 237 2020     570      83 2021     381      17 2022     378      4 2023     374      — Thereafter     3,004      — 

Total   $ 5,548    $ 341 

 

Service Agreements

Under the provisions of our service agreements,  we provide services to maintain, monitor,  and repair customer power plants to meet minimum operating levels.Under the terms of our service agreements, the power plant must meet a minimum operating output during the term. If minimum output falls below the contractrequirement, we may be subject to performance penalties and/or may be required to repair or replace the customer’s fuel cell module(s). An estimate is not recordedfor a potential performance guarantee liability until a performance issue has occurred at a particular power plant. At that point, the actual power plant’s output iscompared against the minimum output guarantee and an accrual is recorded. The review of power plant performance is updated each reporting period to incorporatethe most recent performance of the power plant and minimum output guarantee payments made to customers, if any. The Company has provided for an accrual forperformance  guarantees,  based  on  actual  fleet  performance,  which  totaled  $1.1  million  and  $2.2  million  as  of  October  31,  2018  and  2017,  respectively,  and  isrecorded in “Accrued liabilities.”

Our loss accrual on service agreements, excluding the accrual for performance guarantees, totaled $0.9 million and $1.1 million as of October 31, 2018 and 2017,respectively, and is recorded in “Accrued liabilities.” Our loss accrual estimates are performed on a contract by contract basis and include cost assumptions basedon what we anticipate the service requirements will be to fulfill obligations under each contract.  The decrease primarily relates to module exchanges performedduring the year ended October 31, 2018.

127

 

Power Purchase Agreements

Under the terms of our PPAs, customers agree to purchase power from our fuel cell power plants at negotiated rates. Electricity rates are generally a function of thecustomers’ current and estimated future electricity pricing available from the grid. As owner or lessee of the power plants, we are responsible for all operating costsnecessary to maintain, monitor and repair the power plants. Under certain agreements, we are also responsible for procuring fuel, generally natural gas or biogas, torun the power plants.

Assistance Agreement with the State of Connecticut

On April 17, 2017, the Company entered into an amendment to the Assistance Agreement extending certain job creation target dates by two years to October 28,2019.  Under the Assistance Agreement, as amended, the Company targeted employment of 703 Connecticut employees by October 2019.  In connection with thisamendment  to  the  Assistance  Agreement,  in  July  2018,  the  Company  announced  an  increase  in  its  annual  production  rate  and  committed  to  hire  over  100employees.    As  of  October  31,  2018,  the  Company  had  452  Connecticut  employees.    The  Company  cannot  currently  predict  whether  it  will  meet  its  target  ofemploying 703 Connecticut employees by October 2019 or whether the time period for meeting this target will be extended.  If the Company does not meet thistarget in the required time period, principal under the promissory note will be paid at an annual rate of $14.0 thousand for each employee under the 703 employeetarget.

Other

At October 31, 2018, the Company has unconditional purchase commitments aggregating $64.0 million, for materials, supplies and services in the normal course ofbusiness.

Under  certain  sales  and  financing  agreements,  the  Company is  contractually  committed  to  provide  compensation  for  any  losses  that  our  customers  and  financepartners may suffer in certain limited circumstances resulting from reductions in realization of the U.S. Investment Tax Credit. Such obligations would arise as aresult of reductions to the value of the underlying fuel cell projects as assessed by the U.S. Internal Revenue Service (the “IRS”). The Company does not believethat any payments under these contracts are probable based on the facts known at the reporting date. The maximum potential future payments that the Companycould have to make with respect to these obligations would depend on the difference between the fair values of the fuel cell projects sold or financed and the valuesthe  IRS would  determine  as  the  fair  value  for  the  systems  for  purposes  of  claiming  the  Investment  Tax  Credit.  The  value  of  the  Investment  Tax  Credit  in  theCompany’s  agreements  is  based  on  guidelines  provided  by  the  regulations  from the  IRS.  The  Company  and  its  customers  use  fair  values  determined  with  theassistance of independent third-party appraisals.

We  are  involved  in  legal  proceedings,  claims  and  litigation  arising  out  of  the  ordinary  conduct  of  our  business.  Although  we  cannot  assure  the  outcome,management  presently  believes  that  the  result  of  such legal  proceedings,  either  individually,  or  in  the  aggregate,  will  not  have  a  material  adverse  effect  on  ourconsolidated financial statements, and no material amounts have been accrued in our consolidated financial statements with respect to these matters.

128

 

Note 20. Supplemental Cash Flow Information

The following represents supplemental cash flow information (dollars in thousands): 

Year Ended October 31, 2018 2017 2016

Cash interest paid 

$ 4,486  

$ 2,715  

$ 1,941 Income taxes paid

 

  2  

  2  

  80 Noncash financing and investing activity:

 

      

      

     Common stock issued for Employee Stock Purchase   Plan in settlement of prior year accrued employee   contributions

 

  —  

  50  

  105 Noncash reclass between inventory and project assets

 

  10,793  

  7,282  

  — Assumption of debt in conjunction with asset   acquisition

 

  —  

  2,289  

  — Acquisition of project assets

 

  —  

  2,386  

  — Series C Preferred stock conversions

 

  20,220  

  —  

  — Accrued sale of common stock, cash received in a   subsequent period

 

  —  

  —  

  357 Accrued purchase of fixed assets, cash paid in   subsequent period

 

  1,579  

  2,490  

  3,952 Accrued purchase of project assets, cash paid in   subsequent period

 

  3,115  

  2,380  

  1,797 

 

Note 21. Quarterly Information (Unaudited)

Selected unaudited financial data for each quarter of fiscal year 2018 and 2017 is presented below. We believe that the information reflects all normal recurringadjustments necessary for a fair presentation of the information for the periods presented. 

(in thousands)

FirstQuarter

SecondQuarter

ThirdQuarter

FourthQuarter

FullYear

Year ended October 31, 2018                                        Revenues   $ 38,613    $ 20,830    $ 12,110    $ 17,884      89,437 Gross profit (loss)     4,635      (629)     (2,056)     1,143      3,093 Loss on operations     (5,553)     (12,735)     (14,474)     (11,870)     (44,632)Net loss     (4,183)     (13,174)     (15,881)     (14,096)     (47,334)Series B Preferred stock dividends     (800)     (800)     (800)     (800)     (3,200)Series C Preferred stock deemed dividends     (3,463)     (4,199)     (939)     (958)     (9,559)Series D Preferred stock redemption accretion     —      —      —      (2,075)     (2,075)Net loss to common stockholders     (8,446)     (18,173)     (17,620)     (17,929)     (62,168)

Net loss to common stockholders per basic   and diluted common share (1)   $ (0.12)   $ (0.23)   $ (0.20)   $ (0.19)     (0.75)

Year ended October 31, 2017                                        Revenues   $ 17,002    $ 20,417    $ 10,358    $ 47,889      95,666 Gross (loss) profit     1,813      383      (2,626)     3,164      2,734 Loss on operations     (10,928)     (11,496)     (14,330)     (8,181)     (44,935)Net loss     (13,685)     (13,238)     (17,001)     (9,979)     (53,903)Preferred stock dividends     (800)     (800)     (800)     (800)     (3,200)Net loss to common stockholders     (14,485)     (14,038)     (17,801)     (10,779)     (57,103)

Net loss to common stockholders per basic   and diluted common share (1)   $ (0.39)   $ (0.33)   $ (0.31)   $ (0.17)     (1.14)

 (1) The full year net loss to common stockholders basic and diluted share may not equal the sum of the quarters due to weighting of outstanding shares.

129

 

Note 22. Subsequent Events

NRG Loan Facility

As described in Note 12, the Company has a project finance facility with NRG pursuant to which NRG extended a $40 million revolving construction and termfinancing facility (the “Loan Facility”) to FuelCell Finance for the purpose of accelerating project development by the Company and its subsidiaries. On December13, 2018, FuelCell Finance’s wholly owned subsidiary, Central CA Fuel Cell 2, LLC, drew a construction loan advance of $5.8 million under the Loan Facility.This  advance  will  be  used  to  support  the  completion  of  construction  of  the  2.8  MW Tulare  BioMAT project  in  California.  This  plant  is  expected  to  meet  itscommercial operations date (COD) in March 2019.    In conjunction with the December 13, 2018 draw, FuelCell Finance and NRG entered into an amendment tothe NRG Agreement (the “Amendment”) to revise the definitions of the terms “Maturity Date” and “Project Draw Period” under the NRG Agreement and to makeother related revisions.  Prior to the Amendment, FuelCell Finance and its subsidiaries were able to request draws under the Loan Facility through July 30, 2019and the  Maturity  Date  of  each note  under  the  Loan Facility  was  five  years  after  the  first  disbursement  under  such note.    Pursuant  to  the  Amendment,  FuelCellFinance and its subsidiaries may now request draws only through December 31, 2018 and the Maturity Date of each note is the earlier of (a) March 31, 2019 and(b)  the  COD (commercial  operation  date  or  substantial  completion  date,  as  applicable)  with  respect  to  the  fuel  cell  project  owned  by  the  borrower  under  suchnote.  There are currently no other drawdowns or outstanding balances under the Loan Facility.

Generate Lending Loan Facility

On December 21, 2018, the Company, through its indirect wholly-owned subsidiary FuelCell Energy Finance II, LLC (“FCEF II” or “Borrower”), entered into aConstruction Loan Agreement (the “Agreement” or the “Generate Lending Construction Loan Agreement”) with Generate Lending, LLC (“Lender” or “GenerateLending”) pursuant to which Generate Lending agreed (the “Commitment”) to make available to FCEF II a credit facility in an aggregate principal amount of up to$100.0  million  and,  subject  to  further  Lender  approval  and  available  capital,  up  to  $300.0  million  if  requested  by  the  Company  (the  “Facility”)  to  fund  themanufacture, construction, installation, commissioning and start-up of stationary fuel cell projects to be developed by the Company on behalf of Borrower duringthe Availability Period (as defined below and in the Agreement). Fuel cell projects must meet certain conditions to be determined to be “Approved Projects” underthe Facility. The Facility will be comprised of multiple loans to individual Approved Projects (each, a “Working Capital Loan”). Each Working Capital Loan willbe  sized  to  the  lesser  of  (i)  100% of  the  construction  budget  and  (ii)  the  invested  amount  that  allows  Lender  to  achieve  a  10% unlevered,  after-tax  inefficientinternal rate of return. Approved Projects will  be funded at milestones on a cost incurred basis.  FCEF II and the Company will contribute any additional equityrequired to construct an Approved Project on a pari-passu basis with the Working Capital Loans.  The Commitment to provide Working Capital Loans will remainin place for thirty-six months from the date of the Agreement (the “Availability Period”).  Interest will accrue at 9.5% per annum, calculated on a 30/360 basis, onall outstanding principal, paid on the first business day of each month. The initial draw amount under this facility, funded at closing, was $10 million. The maturity date for the outstanding principal amount of each Working Capital Loan will be the earlier of (a) the achievement of the Commercial Operation Dateunder the Engineering, Procurement and Construction (“EPC”) Agreement for such Approved Project, (b) ninety days prior to the required Commercial OperationDate under the Revenue Contract (as defined in the Agreement), or (c) upon certain defaults by Borrower. The lender has the right to issue a notice to the Borrowerthat the Commitment, and that all Working Capital Loans shall be due and payable on September 30, 2019; provided that such notice shall be issued by the Lender,if  at  all,  during the ten (10)  day period beginning on June 20,  2019 and ending on (and including)  June 30,  2019.  If  the Lender  delivers  such notice,  all  of  theWorking Capital Loans, together with all accrued and unpaid interest thereon, shall be due and payable in its entirety, without penalty or premium. If the Lenderdelivers such notice, the Borrower may prepay all then outstanding Working Capital Loans at any time prior to September 30, 2019. Mandatory prepayments arerequired in the event of (i) material damage or destruction to an Approved Project, (ii) termination or default under an Approved Project’s Revenue Contract, (iii) achange of control, or (iv) failure to achieve Substantial Completion as defined under the EPC Agreement for such Approved Project by the required dates. Provided that the Approved Project has been completed as of the maturity date and no defaults exist with respect to the Working Capital Loans for such ApprovedProject, FCEF II, as determined in its sole discretion, will have a 90-

130

 day period to  either  sell  the  Approved Project  or  effect  a  refinancing,  in  either  case  proceeds of  which will  be used to  repay the Working Capital  Loan for  theApproved Project. In the case of a disposition of the Approved Project, Lender will be entitled to a “Disposition Fee,” as described below. In the case where theWorking Capital Loan for the Project is refinanced, Lender will have the right to make an equity investment in the Approved Project on terms such that Lenderderives an after-tax yield of no less than a 12% internal rate of return on an investment of greater than 10% of the total purchase price. Borrower and Lender willenter into an arrangement to share any returns realized in excess of the foregoing target return. In the event that Borrower does not sell or refinance an ApprovedProject within ninety days following the Working Capital Loan maturity date (or such other date as may be mutually agreed), then the outstanding balance of theWorking Capital  Loan on such Approved Project shall  convert into a 100% equity ownership of the applicable project company owning such Approved Projectthrough execution of a Membership Interest Purchase Agreement (“MIPA”) with the Lender. At that time, the Lender will own the project and Borrower will nothave  any  repayment  obligations.  Included  in  the  applicable  MIPA  for  each  Approved  Project  subject  to  this  provision  will  be  a  conditional  purchase  priceadjustment for Borrower equal to 50% of any distributions to Lender after Lender has achieved a 10% inefficient after-tax, unlevered internal rate of return. In theevent that Borrower and Lender are unable to come to terms on a MIPA for any Approved Project, the Working Capital Loan for such Approved Project will berequired to be repaid in full without penalty or premium. Borrower will pay a draw down fee equal to 3% of the amount of each Working Capital Loan and certain other diligence and administration fees. Upon the sale ofany Approved Project to a third party, Lender will be entitled to a disposition fee equal to 3% of the total sale price (“Disposition Fee”). At such time as Lender hasmade Working Capital Loans in the aggregate amount of greater than $100,000,000 but less than $200,000,000, the Disposition Fee is reduced to 2% and in theaggregate amount of greater than $200,000,000 but less than $300,000,000, the Disposition Fee is reduced to 1%.

The initial  draw amount under this Facility,  funded at closing, was $10 million.  The initial  draw reflects  loan advances for the first  Approved Project under theFacility, the Bolthouse Farms 5 MW project in California. Additional drawdowns are expected to take place as the Company completes certain project milestones.The Company expects to use this Facility to fund the construction of its backlog, including the three LIPA projects totaling 39.8 MW and the two projects awardedpursuant to the Connecticut DEEP RFP, totaling 22.2 MW.

Amendment to Hercules Loan and Security Agreement

As noted in Note 12, the Company has a loan and security agreement with Hercules for an aggregate principal amount of up to $25.0 million, subject to certainterms and conditions. On  December  19,  2018,  to  facilitate  the  Generate  Lending  Construction  Loan  Agreement  described  above,  the  Company  and  Hercules  (and  various  affiliatedentities) entered into the fifth amendment to the loan and security agreement to (i) modify the definitions of “Permitted Investment”, “Permitted Liens”, “ProjectCompanies”, “Project Company Indebtedness”, and “Qualified Subsidiary” to permit the creation of a new holding company, FuelCell Energy Finance II, LLC tohold  the  membership  interests  of  project  companies  to  be  funded  under  the  Facility  described  above  and  (ii)  modify  the  definition  of  “Project  RoundtripTransaction” to increase the investment amount under a Project Roundtrip Transaction to $40.0 million.

Series C Preferred Shares

As noted in Note 14, as of October 31, 2018 and 2017, there were 8,992 shares and 33,300 shares of Series C Preferred Stock issued and outstanding, respectively,with  a  carrying  value  of  $7.5  million  and  $27.7  million,  respectively. As  of  October  31,  2018,  the  Series  C  Preferred  Shares  were  convertible  into  shares  ofcommon stock subject to the beneficial ownership limitations provided in the Series C Certificate of Designations, at a conversion price equal to $1.50 per share.  The conversion price is subject to adjustment as provided in the Series C Certificate of Designations, including adjustments if the Company sells shares of commonstock or equity securities convertible into or exercisable for shares of common stock, at variable prices below the conversion price then in effect .  Subsequent toOctober 31, 2018, the conversion price has been periodically adjusted in accordance with the terms of the Series C Certificate of Designations and was $0.434 as ofJanuary 2, 2019. 

131

 Item 9. CHANGES IN AND DISAGREEMENTS WITH ACCO UNTANTS ON ACCOUNTING AND FINANCIAL DISCLOSURE

Not applicable.

Item 9A. CONTROLS AND PROCEDURES

Disclosure Controls and Procedures.

The Company maintains disclosure controls and procedures, which are designed to provide reasonable assurance that information required to be disclosed in theCompany’s periodic SEC reports is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in the SEC’s rules and forms, and that suchinformation is accumulated and communicated to its principal executive officer and principal financial officer, as appropriate, to allow timely decisions regardingrequired disclosure.

We carried out an evaluation, under the supervision and with the participation of our principal executive officer and principal financial officer, of the effectivenessof the design and operation of our disclosure controls and procedures as of the end of the period covered by this report. Based on that evaluation, the Company’sprincipal  executive  officer  and  principal  financial  officer  have  concluded  that  the  Company’s  disclosure  controls  and  procedures  were  effective  to  providereasonable assurance that information required to be disclosed in the Company’s periodic SEC reports is recorded, processed, summarized and reported within thetime periods specified in the SEC’s rules and forms, and that such information is accumulated and communicated to its principal executive officer and principalfinancial officer, as appropriate, to allow timely decisions regarding required disclosure.

Management’s Annual Report on Internal Control Over Financial Reporting.

We, as members of management of FuelCell Energy, Inc., and its subsidiaries (the “Company”), are responsible for establishing and maintaining adequate internalcontrol  over  financial  reporting.  The  Company’s  internal  control  over  financial  reporting  is  a  process  designed  to  provide  reasonable  assurance  regarding  thereliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles in theUnited States of America. Internal control over financial reporting includes those policies and procedures that:

  • Pertain to the maintenance of records that  in reasonable detail  accurately and fairly reflect  the transactions and dispositions of the assets  of theCompany;

  • Provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit preparation of financial statements in accordance with generallyaccepted  accounting  principles  in  the  United  States  of  America,  and  that  receipts  and  expenditures  of  the  Company  are  being  made  only  inaccordance with authorizations of management and directors of the Company; and

  • Provide reasonable assurance regarding prevention or timely detection of unauthorized acquisition, use or disposition of the Company’s assets thatcould have a material effect on the financial statements.

Under  the  supervision  and  with  the  participation  of  management,  including  our  principal  executive  and  financial  officers,  we  assessed  the  Company’s  internalcontrol over financial reporting as of October 31, 2018, based on criteria for effective internal control over financial reporting established in the Internal Control —Integrated Framework (2013) issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (“COSO”). Based on this assessment, we haveconcluded that the Company maintained effective internal control over financial reporting as of October 31, 2018 based on the specified criteria.  The Company'sindependent registered public accounting firm, KPMG LLP, has issued an audit report on the Company's internal control over financial reporting, which appears inPart II, Item 8 of this Form 10-K.

132

 

Changes in Internal Control Over Financial Reporting.

Our management has evaluated, with the participation of our principal executive and principal financial officers, whether any changes in our internal control overfinancial reporting that occurred during our last fiscal quarter (the registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) have materially affected, or arereasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting. Based on the evaluation we conducted, our management has concluded that nosuch changes have occurred.

Item 9B. OTHER INFORMATION

None.  

133

 PART III

Item 10. DIRECTORS, EXECUTIVE OFFICERS AND CORPORATE GOVERNANCE

The information required by this Item 10, with respect to our executive officers, is included in Part I of the Annual Report on Form 10-K. The other informationrequired by this Item 10 is incorporated by reference to the Company’s 2019 Proxy Statement to be filed with the SEC within 120 days from fiscal year end.

Our board of directors has adopted a Code of Ethics (the “Code”), which applies to the board of directors, named executive officers, and all employees. The Codeprovides a statement of certain fundamental principles and key policies and procedures that govern the conduct of our business. The Code covers all major areas ofprofessional  conduct,  including  employment  policies,  conflicts  of  interest,  intellectual  property  and  the  protection  of  confidential  information,  as  well  as  strictadherence to all laws and regulations applicable to the conduct of our business. As required by the Sarbanes-Oxley Act of 2002, our Audit and Finance Committeehas  procedures  to  receive,  retain,  investigate  and  resolve  complaints  received  regarding  our  accounting,  internal  accounting  controls  or  auditing  matters  and  toallow for the confidential and anonymous submission by employees of concerns regarding questionable accounting or auditing matters. The Code can be found inthe Corporate  Governance sub-section of  the section entitled  “Investors”  on our  website  at   www.fuelcellenergy.com . We intend to  disclose  any changes in,  orwaivers from, the Code by posting such information on the same website or by filing a Current Report on Form 8-K, in each case to the extent such disclosure isrequired by rules of the SEC or Nasdaq.

Item 11. EXECUTIVE COMPENSATION

Information required under this Item is incorporated by reference to the Company’s 2019 Proxy Statement to be filed with the SEC within 120 days from fiscalyear end.

Item 12. SECURITY OWNERSHIP OF CERTAIN BENEFICIAL OWNERS AND MANAGEMENT AND RELATED STOCKHOLDERMATTERS

Information required under this Item is incorporated by reference to the Company’s 2019 Proxy Statement to be filed with the SEC within 120 days from fiscalyear end.

134

 

Equity Compensation Plan Information

The following table sets forth information with respect to the Company’s equity compensation plans as of the end of the fiscal year ended October 31, 2018. 

Plan Category

Number ofCommon Shares to

be issued uponexercise of

outstandingoptions and rights

Weighted-averageexercise price of

outstanding optionsand rights

Number ofsecuritiesremaining

available forfuture issuanceunder equitycompensation

plans Equity compensation plans approved by security holders: Equity incentive plans (1)     323,486    $ 10.34      1,424,967 Employee stock purchase plan     —      —      500,000 Total   323,486    $ 10.34      1,924,967

 

 (1) Includes the Company’s 2018 Omnibus Incentive Plan.

Item 13 . CERTAIN RELATIONSHIPS AND RELATED TRANSACTIONS, AND DIRECTOR INDEPENDENCE

Information required under this Item is incorporated by reference to the Company’s 2019 Proxy Statement to be filed with the SEC within 120 days from fiscalyear end.

Item 14. PRINCIPAL ACCOUNTING FEES AND SERVICES

Information required under this Item is incorporated by reference to the Company’s 2019 Proxy Statement to be filed with the SEC within 120 days from fiscalyear end. PART IV

Item 15. EXHIBITS AND FINANCIAL STATEMENT SCHEDULES

The following documents are filed as part of this report:

1 Financial Statements — See Index to Consolidated Financial Statements at Item 8 of the Annual Report on Form 10-K.

2 Financial Statement Schedules — Supplemental schedules are not provided because of the absence of conditions under which they are required or becausethe required information is given in the financial statements or notes thereto.

3 Exhibits — The following exhibits are filed as part of, or incorporated by reference into, this Annual Report on Form 10-K.

135

 EXHIBIT INDEX

Exhibit No. Description

     

    3.1   Certificate of Incorporation of the Company, as amended, July 12, 1999 (incorporated by reference to Exhibit 3.1 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K dated September 21, 1999).     

    3.2   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated October 31, 2003 (incorporated by reference to Exhibit 3.11to the Company’s Current Report on Form 8-K dated November 3, 2003).     

    3.3   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated November 21, 2000 (incorporated by reference to Exhibit 3.3to the Company’s Annual Report on Form 10-K dated January 12, 2017).     

    3.4   Amended Certificate of Designation of Series B Cumulative Convertible Perpetual Preferred Stock, dated March 14, 2005 (incorporated byreference to Exhibit 3.4 to the Company’s Annual Report on Form 10-K dated January 12, 2017).

     

    3.5   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated April 8, 2011 (incorporated by reference to Exhibit 3.5 to theCompany’s Annual Report on Form 10-K dated January 12, 2017).     

    3.6   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated April 5, 2012(incorporated by reference to Exhibit 3.6 to theCompany’s Annual Report on Form 10-K dated January 12, 2017).     

    3.7   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated December 3, 2015 (incorporated by reference to Exhibit 3.1to the Company's Current Report on Form 8-K dated December 3, 2015).     

    3.8   Amended and Restated By-Laws of the Company, dated December 15, 2016 (incorporated by reference to Exhibit 3.2 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K dated December 15, 2016).     

    3.9   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated April 18, 2016 (incorporated by reference to Exhibit 3.9 tothe Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ending April 30, 2016).     

    3.10   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Registrant, dated April 7, 2017 (incorporated by reference to Exhibit 3.10 tothe Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ending April 30, 2017).         3.11   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated December 14, 2017 (incorporated by reference to Exhibit 3.1to the Company’s Current Report on Form 8-K dated December 14, 2017).         4.1   Specimen of Common Share Certificate (incorporated by reference to Exhibit 4 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for fiscal yearended October 31, 1999).     

    4.2 Schedule A to Articles of Amendment of FuelCell Energy, Ltd., setting forth the rights, privileges, restrictions and conditions of Class ACumulative Redeemable Exchangeable Preferred Shares (incorporated by reference to exhibit of the same number contained in the Company’sQuarterly Report on Form 10-Q for the period ended January 31, 2009).

     

    4.3   Certificate of Designation for the Company’s 5% Series B Cumulative Convertible Perpetual Preferred Stock (incorporated by reference toExhibit 3.1 to the Company’s Current Report Form 8-K, dated November 22, 2004).     

136

 Exhibit No. Description

     

    4.4 Certificate of Designations for the Company’s Series C Convertible Preferred Stock (incorporated by reference to Exhibit 3.1 to the Company’sCurrent Report on Form 8-K, dated September 5, 2017).

     

    4.5 Certificate of Designations, Preferences and Rights of the Series D Convertible Preferred Stock of FuelCell Energy, Inc. (Incorporated herein byreference to Exhibit 3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated August 27, 2018).

         4.6

 Specimen Series D Convertible Preferred Stock Certificate. (Incorporated herein by reference to Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report onForm 8-K dated August 27, 2018).

     

  10.1   Purchase and Sale Agreement between Groton Fuel Cell 1, LLC and PNC Energy Capital LLC, dated October 31, 2016 (incorporated by referenceto Exhibit 10.1 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2016).     

  10.2   Lease Agreement between Groton Fuel Cell 1, LLC and PNC Energy Capital LLC, dated October 31, 2016 (incorporated by reference to Exhibit10.2 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2016).     

  10.3   Pledge Agreement between FuelCell Energy Finance, LLC and PNC Energy Capital LLC dated October 31, 2016 (incorporated by reference toExhibit 10.3 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2016).     

  10.4   ** Alliance Agreement between FuelCell Energy, Inc. and POSCO Energy, dated as of February 7, 2007 (incorporated by reference to Exhibit10.1 to the Company’s Form 10-Q/A for the period ended January 31, 2009).     

  10.5   ** Technology Transfer, License and Distribution Agreement between FuelCell Energy, Inc. and POSCO Energy, dated as of February 7, 2007(incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Form 10-Q/A for the period ended January 31, 2009).     

  10.6   Loan Agreement, dated April 29, 2008, between the Company and the Connecticut Development Authority (incorporated by reference to Exhibit10.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended January 31, 2009).     

  10.7   **Stack Technology Transfer and License Agreement dated as of October 27, 2009, by and between FuelCell Energy, Inc. and POSCO Energy(incorporated by reference to Exhibit 10.1 of the Company’s Current Report Form 8-K, dated October 27, 2009).     

  10.36   *The FuelCell Energy, Inc. Section 423 Amended and Restated Stock Purchase Plan (incorporated by reference to Exhibit 10.36 to the Company'sAnnual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2015).     

  10.54   *FuelCell Energy, Inc. Amended and Restated 1998 Equity Incentive Plan (incorporated by reference to Exhibit 10.54 to the Company’s AnnualReport on Form 10-K for the period ended October 31, 2015).     

  10.55   Lease agreement, dated March 8, 2000, between the Company and Technology Park Associates, L.L.C. (incorporated by reference to Exhibit10.55 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended April 30, 2000).

     

  10.56   Security agreement, dated June 30, 2000, between the Company and the Connecticut Development Authority (incorporated by reference to Exhibit10.56 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended July 31, 2000).     

  10.57   Loan agreement, dated June 30, 2000, between the Company and the Connecticut Development Authority (incorporated by reference to Exhibit10.57 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended July 31, 2000).     

137

 Exhibit No. Description

     

  10.58   *FuelCell Energy, Inc. 2006 Equity Incentive Plan (incorporated by reference to Exhibit 10.58 to the Company's Annual Report on Form 10-K forthe period ended October 31, 2015).     

  10.59   *Amended and Restated 2010 Equity Incentive Plan (incorporated by reference to Exhibit 10.59 to the Company's Annual Report on Form 10-Kfor the period ended October 31, 2015).     

  10.60 Letter agreement, dated September 28, 2015, between the Company and Technology Park Associates, L.L.C. exercising the extension option perthe terms of the Lease Agreement, dated March 8, 2000, between the Company and Technology Park Associates, L.L.C. (incorporated byreference to Exhibit 10.60 to the Company's Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2015).

     

  10.63   Intracreditor Subordination and Confirmation Agreement made and effective as of January 4, 2011 by JPMorgan Chase Bank, N.A. (incorporatedby reference to Exhibit 10.63 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2010).

     

  10.65   *Employment Agreement, dated January 28, 2010, between the Company and Arthur Bottone, Senior Vice President, Chief Commercial Officer(incorporated by reference to Exhibit 10.65 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2010).     

  10.66

 

*First Amendment to Employment Agreement, dated December 19, 2011 and effective as of January 1, 2012 between the Company and ArthurBottone, President and Chief Executive Officer (incorporated by reference to Exhibit 10.3 of the Company’s Current Report Form 8-K datedDecember 19, 2011).

     

  10.67 *Employment Agreement, dated March 21, 2012 and effective as of January 1, 2012 between the Company and Anthony Rauseo, Chief OperatingOfficer (incorporated by reference to the Exhibit 10.67 to the Company’s Current Report Form 8-K, dated March 21, 2012).

     

  10.68 *Employment Agreement, dated March 21, 2012 and effective as of January 1, 2012 between the Company and Michael Bishop, Chief FinancialOfficer (incorporated by reference to the Exhibit 10.68 to the Company's Current Report Form 8-K, dated March 21, 2012).

     

  10.69

 

Letter Agreement, dated March 31, 2011, and Guarantee, dated April 1, 2011, by and between the Company and Enbridge, Inc., and RevisedSpecial Rights and Restrictions attributable to the Class A Preferred Stock of FuelCell Energy, Ltd. for each (incorporated by reference to Exhibits4.1 , 4.2 and 4.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated March 31, 2011).

          

  10.73

 

Cell Technology Transfer and License Agreement dated October 31, 2012 by and between the Company and POSCO Energy, Co., LTD(incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company's Current Report on Form 8-K/A dated as of October 31, 2012 and filed on January 7,2013).

     

  10.74

 

Amendment to Technology Transfer Distribution and Licensing Agreement dated as of February 7, 2007 and the Stack Technology TransferLicense Agreement dated as of October 27, 2009, each by and between the Company and POSCO Energy, Co., LTD (incorporated by reference toExhibit 10.3 to the Company's Current Report on Form 8-K dated as of October 31, 2012).

     

  10.76 Securities Purchase Agreement, dated April 30, 2012, by and between the Company and POSCO Energy Co., Ltd, dated April 30, 2012(incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K dated April 30, 2012).

     

  10.80 Loan Agreement, dated as of March 5, 2013, between Clean Energy Finance and Investment Authority, as Lender, and the Company, as Borrower(incorporated by reference to Exhibit 10.69 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended January 31, 2013).

     

  10.81 Security Agreement, dated March 5, 2013, by the Company in favor of the Clean Energy Finance and Investment Authority (incorporated byreference to Exhibit 10.70 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended January 31, 2013).

     

138

 Exhibit No. Description

     

  10.82 Securities Purchase Agreement, dated July 30, 2014, between the Company and NRG Energy, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 10.82 tothe Company's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended July 31, 2014).

     

  10.83 Loan Agreement, dated July 30, 2014, between FuelCell Energy Finance, LLC and NRG Energy (incorporated by reference to Exhibit 10.83 tothe Company's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended July 31, 2014).

     

  10.84

 

Assistance Agreement, dated November 19, 2015, by and between the State of Connecticut Acting by the Department of Economic Communityand Development and the Company (incorporated by reference to Exhibit 10.84 to the Company's Annual Report on Form 10-K for the periodended October 31, 2015).

     

  10.85

 

Phase 1 Promissory Note, dated November 19, 2015, between the Company and the State of Connecticut Acting by the Department of EconomicCommunity and Development (incorporated by reference to Exhibit 10.85 to the Company's Annual Report on Form 10-K for the period endedOctober 31, 2015).

     

  10.86 Security Purchase Agreement, dated July 6, 2016, between the Company and investors as listed on a Schedule of Buyers contained within theSecurity Purchase Agreement (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company's Current Report on Form 8-K dated July 6, 2016).

     

  10.87 Form of Series A Warrants to purchase common stock (incorporated by reference to Exhibit 10.3 to the Company's Current Report on Form 8-Kdated July 6, 2016).

     

  10.88 Form of Series B Warrants to purchase common stock (incorporated by reference to Exhibit 10.4 to the Company's Current Report on Form 8-Kdated July 6, 2016).

     

  10.89

 

Amendment No. 1 to Securities Purchase Agreement, dated July 8, 2016, between the Company and investors as listed on a Schedule of Buyerscontained within the Securities Purchase Agreement (incorporated by reference to Exhibit 10.5 to the Company's Current Report on Form 8-Kdated July 12, 2016).

     

  10.90 Amendment to Alliance Agreement, dated as of October 10, 2016, by and between the Company and POSCO Energy (incorporated by referenceto Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated October 10, 2016).

     

  10.91 

Amendment to Technology Transfer, Distribution and Licensing Agreement, dated as of October 10, 2016, by and between the Company andPOSCO Energy (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated October 10, 2016).

     

  10.92 

Amendment to Stack Technology Transfer and License Agreement, dated as of October 10, 2016, by and between the Company and POSCOEnergy (incorporated by reference to Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated October 10, 2016).

     

  10.93 

Memorandum of Understanding for Market Transition dated as of March 17, 2017, by and between the Company and POSCO Energy(incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K dated March 17, 2017).

     

  10.94 

First Amendment to Assistance Agreement, dated as of April 3, 2017, and approved by the State of Connecticut, Office of the Attorney Generalon April 17, 2017 (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K dated April 17, 2017).

     

  10.95 

Form of Series C Warrants to purchase common stock (incorporated by reference to Exhibit 4.1 to the Company's Current Report on Form 8-Kdated April 27, 2017).

     

  10.96 

Form of Series D Warrants to purchase common stock (incorporated by reference to Exhibit 4.2 to the Company's Current Report on Form 8-Kdated April 27, 2017).

139

 Exhibit No. Description

          

  10.97 

Underwriting Agreement, dated as of April 28, 2017, between the Company and Oppenheimer & Co. Inc., as Representative of the severalUnderwriters set forth therein (incorporated by reference to Exhibit 1.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated April 27, 2017).

     

  10.98   Form of Leak-Out Agreement (incorporated by reference to Exhibit 4.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated April 27, 2017).     

  10.99

 

Employment Agreement, dated April 7, 2017, between the Company and Jennifer D. Arasimowicz, Senior Vice President, General Counsel andCorporate Secretary (incorporated by reference to Exhibit 10.90 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ending April 30,2017).

     

  10.100 

Underwriting Agreement, dated as of September 5, 2017, by and between the Company and Oppenheimer & Co. (incorporated by reference toExhibit 1.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated September 5, 2017).

     

  10.101

 

First Amendment to Loan and Security Agreement, dated September 5, 2017, by and among the Company, Versa Power Systems, Inc., VersaPower Systems Ltd., Hercules Capital, Inc. and Hercules Funding II, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K dated September 5, 2017).

     

  10.102

 

Second Amendment to Loan and Security Agreement, dated October 27, 2017, by and among the Company, Versa Power Systems, Inc., VersaPower Systems Ltd., Hercules Capital, Inc. and Hercules Funding II, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K dated October 27, 2017).

     

  10.103

 

Third Amendment to Loan and Security Agreement, dated March 28, 2018, by and among FuelCell Energy, Inc., Versa Power Systems, Inc.,Versa Power Systems Ltd., Hercules Capital Inc. and Hercules Funding II, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’sCurrent Report on Form 8-K dated March 28, 2018).

     

  10.104   FuelCell Energy, Inc. 2018 Omnibus Incentive Plan (incorporated by reference to Annex A to the FuelCell Energy, Inc. Definitive ProxyStatement filed with the Securities and Exchange Commission on Schedule 14A on February 16, 2018).

       10.105   Form of Restricted Stock Award Agreement (U.S. Employees) (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on

Form 8-K dated April 5, 2018).       10.106   Form of Restricted Stock Unit Award Agreement (U.S. Employees) (incorporated by reference to Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report

on Form 8-K dated April 5, 2018).       10.107   Form of Option Award Agreement (Non-Employee Directors) (incorporated by reference to Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on

Form 8-K dated April 5, 2018).       10.108   FuelCell Energy, Inc. 2018 Employee Stock Purchase Plan (incorporated by reference to Annex B to the FuelCell Energy, Inc. Definitive Proxy

Statement filed with the Securities and Exchange Commission on Schedule 14A on February 16, 2018).       10.109

 

At Market Issuance Sales Agreement among FuelCell Energy, Inc., B. Riley FBR, Inc. and Oppenheimer & Co. Inc., dated June 13, 2018.(Incorporated herein by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated June 13, 2018).

       10.110

 

Fourth Amendment to Loan and Security Agreement, dated August 29, 2018, by and among FuelCell Energy, Inc., Versa Power Systems, Inc.,Versa Power Systems Ltd., Hercules Capital, Inc. and Hercules Funding II, LLC. (Incorporated herein by reference to Exhibit 10.1 to theCompany’s Current Report on Form 8-K dated August 27, 2018).

140

 Exhibit No. Description

     

  10.111 

Loan and Security Agreement, dated April 14, 2016, among FuelCell Energy, Inc. and Hercules Capital, Inc. (Incorporated herein by reference toExhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated April 14, 2016).

       10.112

 

Membership Interest Purchase Agreement, dated October 31, 2018, by and between FuelCell Energy Finance, LLC and Dominion Generation,Inc.

       10.113

 

Form of Restricted Stock Unit Award Agreement (Non-Employee Directors).(incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K dated November 8, 2018).

       10.114

 First Amendment to Loan Agreement, dated as of April 18, 2016, by and among FuelCell Energy Finance, LLC, Riverside FuelCell, LLC andNRG Energy, Inc.

       10.115

 Second Amendment to Loan and Security Agreement, dated as of December 13, 2018, by and among FuelCell Energy Finance, LLC and NRGEnergy, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K/A filed on December 20, 2018 ).

       10.116

 Construction Loan Agreement, dated December 21, 2018, by and among FuelCell Energy Finance II, LLC and Generate Lending, LLC.(incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on December 26, 2018).

       10.117

 Right to Finance Agreement, dated December 21, 2018, by and between FuelCell Energy, Inc., FuelCell Energy Finance II, LLC and GenerateLending, LLC. (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on December 26, 2018).

       10.118

 Guaranty Agreement, dated December 21, 2018, by FuelCell Energy, Inc. in favor of Generate Lending, LLC. (incorporated by reference toExhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on December 26, 2018).

       10.119

 

Fifth Amendment to Loan and Security Agreement, dated December 19, 2018, by and among FuelCell Energy, Inc., Versa Power Systems, Inc.,Versa Power Systems Ltd., Hercules Capital, Inc. and Hercules Funding II, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.4 to the Company’sCurrent Report on Form 8-K filed on December 26, 2018).

       10.120

 Securities Purchase Agreement, dated June 9, 2009, by and between the Company and POSCO Power (incorporated by reference to Exhibit 4.01to the Company's Current Report on Form 8-K dated October 27, 2009).

       21   Subsidiaries of the Registrant     

  23.1   Consent of Independent Registered Public Accounting Firm     

  31.1   Certification of Chief Executive Officer pursuant to Section 302 of the Sarbanes Oxley Act of 2002     

  31.2   Certification of Chief Financial Officer pursuant to Section 302 of the Sarbanes Oxley Act of 2002     

  32.1   Certification of Chief Executive Officer pursuant to Section 906 of the Sarbanes Oxley Act of 2002     

  32.2   Certification of Chief Financial Officer pursuant to Section 906 of the Sarbanes Oxley Act of 2002     

101.SCH#   XBRL Schema Document     

101.INS#   XBRL Instance Document     

101.CAL#   XBRL Calculation Linkbase Document

141

 Exhibit No. Description

          

101.LAB#   XBRL Labels Linkbase Document     

101.PRE#   XBRL Presentation Linkbase Document     

101.DEF#   XBRL Definition Linkbase Document      

The exhibits marked with the section symbol (#) are interactive data files.

* Management Contract or Compensatory Plan or Arrangement** Confidential Treatment has been granted for portions of this document

Item 16. FORM 10-K SUMMARY

Not applicable. 

142

 SIGNA TURES

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 bythe undersigned, thereunto duly authorized.

FUELCELL ENERGY, INC. /s/ Arthur A. Bottone   Dated:   Janua ry 10, 2019Arthur A. Bottone      President, Chief Executive Officer and Director       Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this report has been signed below by the following persons on behalf of the registrant and inthe capacities and on the dates indicated. Signature   Capacity   Date         

/s/ Arthur A. BottoneArthur A. Bottone

  President, Chief Executive Officer and Director(Principal Executive Officer)

  January 10 , 2019

         

/s/ Michael S. BishopMichael S. Bishop

  Senior Vice President, Chief Financial Officer and Treasurer(Principal Financial Officer and Principal Accounting Officer)

  January 10 , 2019

         

/s/ James H. EnglandJames H. England

  Director – Chairman of the Board   January 7 , 2019

         

s/ Jason FewJason Few

  Director   January 7 , 2019

         /s/ Matthew HilzingerMatthew Hilzinger

  Director   January 9 , 2019

         

/s/ Christina Lampe-OnnerudChristina Lampe-Onnerud

  Director   January 7 , 2019

         /s/ John A. RollsJohn A. Rolls

  Director   January 7 , 2019

         

/s/ Christopher S. SotosChristopher S. Sotos

  Director   January 7 , 2019

         

/s/ Natica von AlthannNatica von Althann

  Director   January 8, 2019

         

  

143

 EXHIBIT 10.112

   

MEMBERSHIP INTEREST PURCHASE AGREEMENT

BY AND BETWEEN

DOMINION GENERATION, INC. (as “Seller”)

AND

FUELCELL ENERGY FINANCE, LLC

(as “Buyer”)

Dated as of October 31, 2018

 

 

105429939_17

 ARTICLE I DEFINITIONS   1Section 1.1   Definitions   1Section 1.2   Interpretation   9ARTICLE II PURCHASE AND SALE   10Section 2.1   Purchase and Sale of Membership Interests   10Section 2.2   Purchase Price   10Section 2.3   Pre-Closing Events; Closing Statement .   10ARTICLE III CLOSING, DELIVERABLES, CONDITIONS PRECEDENT   11Section 3.1   Closing   11Section 3.2   Buyer’s Closing Deliveries   11Section 3.3   Seller’s Closing Deliveries   12Section 3.4   Conditions Precedent .   13Section 3.5   Satisfaction of Conditions   15Section 3.6   Post-Closing Working Capital True-Up .   15ARTICLE IV REPRESENTATIONS AND WARRANTIES OF SELLER   17Section 4.1   Organization; Qualification of Seller   17Section 4.2   Organization; Qualification of the Project Company   17Section 4.3   Authority of Seller; Conflicts; Consents .   17Section 4.4   Capitalization   18Section 4.5   Financial Statements   18Section 4.6   Indebtedness; Absence of Undisclosed Liabilities   18Section 4.7   No Encumbrances   19Section 4.8   Absence of Certain Changes, Events and Conditions   19Section 4.9   Taxes; Grants .   19Section 4.10   Compliance with Laws; Litigation .   21Section 4.11   Leased Real Property; Title to Assets .   22Section 4.12   Material Contracts .   22Section 4.13   Environmental Matters .   24Section 4.14   Brokers   24Section 4.15   Employees; Employee Benefit Matters .   24Section 4.16   Intellectual Property .   24Section 4.17   Insurance   25Section 4.18   Bank Accounts   25Section 4.19   Books and Records   25Section 4.20   Regulatory Matters   25Section 4.21   Solvency   25Section 4.22   Disclosure   25Section 4.23   No Other Representations and Warranties   25ARTICLE V REPRESENTATIONS AND WARRANTIES OF BUYER   26Section 5.1   Organization of Buyer   26Section 5.2   Authority of Buyer; Conflicts; Consents .   26Section 5.3   No Violation, Litigation or Regulatory Action   26Section 5.4   No Brokers   27Section 5.5   Independent Investigation   27Section 5.6   Buyer Guaranty   27ARTICLE VI COVENANTS OF BUYER AND SELLER   27Section 6.1   Conduct of Business   27Section 6.2   Change of Project Company Name   28Section 6.3   Site Access and Correspondence   29

i 

 Section 6.4   Supplement to Disclosure Schedules   29Section 6.5   Consents of Third Parties; Governmental Approvals; Consummation of Transactions.   30Section 6.6   Casualty   31Section 6.7   Services Agreement Termination and Release   31Section 6.8   Mutual Release   32Section 6.9   Transaction Financing   32Section 6.10   IP Escrow   32ARTICLE VII INDEMNIFICATION   32Section 7.1   Indemnification by Seller .   32Section 7.2   Indemnification by Buyer .   34Section 7.3   Notice of Claims   35Section 7.4   Third Person Claims .   35Section 7.5   Exclusive Remedies   36Section 7.6   Mitigation   37Section 7.7   Tax Treatment   37ARTICLE VIII TAX MATTERS   37Section 8.1   Tax Treatment   37Section 8.2   Purchase Price Allocation .   37Section 8.3   Tax Returns .   38Section 8.4   Tax Proceedings   38Section 8.5   Cooperation   39Section 8.6   Transfer Taxes   39ARTICLE IX TERMINATION   39Section 9.1   Termination   39Section 9.2   Notice of Termination   40Section 9.3   Effect of Termination   40ARTICLE X GENERAL PROVISIONS   40Section 10.1   Confidential Nature of Information   40Section 10.2   Further Assurances   41Section 10.3   Public Announcements   41Section 10.4   Notices   41Section 10.5   Successors and Assigns   42Section 10.6   Entire Agreement; Amendments   42Section 10.7   Interpretation   43Section 10.8   Experience of the Parties   43Section 10.9   Waivers   43Section 10.10   Expenses   43Section 10.11   Limitation of Liability   43Section 10.12   Partial Invalidity   43Section 10.13   Execution in Counterparts   44Section 10.14   Governing Law   44Section 10.15   Jurisdiction and Venue   44Section 10.16   Waiver Of Jury Trial   44

ii 

  List of Exhibits and SchedulesExhibits    

Exhibit A   Form of Assignment and Assumption Agreement

Exhibit B   Buyer Guaranty

Exhibit C   Form of Mutual Release

     

Schedules

Schedule 3.4(c)(viii)   Replacement Assurances

Disclosure Schedules

Schedule 4.3(b)   Seller Required Consents

Schedule 4.5   Financial Statement Exceptions

Schedule 4.7   Encumbrances

Schedule 4.8   Changes in Project Company Operation

Schedule 4.9(d)   Tax Extensions

Schedule 4.10(a)   Governmental Violations and Notices

Schedule 4.10(c)   Litigation

Schedule 4.12(a)  Material Contracts

Schedule 4.12(d)  Material Contract Defaults

Schedule 4.13   Environmental Matters

Schedule 4.17   Insurance Policies

Schedule 4.18   Bank Accounts

Schedule 5.2(b)(ii)   Buyer Required Consents

Schedule 6.1   Conduct of Business

 

iii 

 MEMBERSHIP INTEREST PURCHASE AGREEMENT

This MEMBERSHIP INTEREST PURCHASE AGREEMENT (together  with  all  Exhibits  and  Schedules  (includingthe Disclosure Schedules) appended hereto, this “ Agreement ”), dated as of October 31, 2018 (the “ Effective Date ”), is made byand  between DOMINION GENERATION, INC. a  Virginia  corporation  (“  Seller  ”),  and FUELCELL ENERGY FINANCE,LLC ,  a  Delaware  limited  liability  company  (“ Buyer  ”).  Buyer  and  Seller  each  may  be  referred  to  herein  as  a  “  Party  ”,  andcollectively as the “ Parties ”.  Capitalized terms used, and not otherwise defined, herein shall have the meanings set forth in ArticleI.

PRELIMINARY STATEMENT:

WHEREAS , Dominion Bridgeport Fuel Cell, LLC, a Virginia limited liability company (“ Project Company ”)owns an approximately 14.93 MW fuel cell power plant in Bridgeport, Connecticut that consists of five (5) DFC3000 fuel cell powerplants and one (1) Organic Rankine Cycle system and associated ancillary systems and agreements (the “ Project ”);

WHEREAS ,  Seller owns, beneficially and of record, all of the issued and outstanding membership and otherequity interests of any kind of the Project Company (the “ Membership Interests ”);

WHEREAS , during the Ownership Period,  Fuel Cell Energy, Inc. (“ FCE ”), parent company of Buyer,  hasprovided certain operations and maintenance services to the  Project pursuant to the Services Agreement; and

WHEREAS, Seller desires to sell, and Buyer desires to purchase, on the terms and subject to the conditions ofthis Agreement,  all  of  the Membership Interests  and the Parties  desire to set  forth certain other duties,  rights  and obligations withrespect to the Project, as set forth herein;

NOW, THEREFORE, in consideration of the foregoing recitals, which are incorporated herein, and the mutualcovenants and agreements hereinafter set forth, the adequacy and sufficiency of which are hereby acknowledged, it is hereby agreedbetween Seller and Buyer as follows:

ARTICLE I

DEFINITIONS

Section 1.1 Definitions .    In  this  Agreement,  the  following  terms  have  the  meanings  specified  or  referredto in this Section 1.1 and shall be equally applicable to both the singular and plural forms.

“ Affiliate ” means,  with  respect  to  any  Person,  any  other  Person  which  directly  or  indirectly  controls,  iscontrolled by or is under common control with such Person.  As used in this definition, “control” (including, its correlative meaning“controlled by” and “under common control with”) means possession, directly or indirectly, of power to direct or cause the directionof  management  or  policies  (whether  through  ownership  of  more  than  fifty  percent  (50%)  of  outstanding  voting  securities  orpartnership or other ownership interests, by Contract or otherwise).

 

 “ Agreement ” has the meaning specified in the first paragraph of this Agreement.

“ Allocation Schedule ” has the meaning specified in Section 8.2(a) .

“ Assignment Agreement ” means  the  form of  Assignment  and  Assumption  Agreement,  between  Seller  andBuyer attached hereto as.

“ Basket ” has the meaning specified in Section 7.1(a) .

“ Business Day ” means any day other than Saturday, Sunday and any day on which commercial banks in theStates of New York or Connecticut are authorized by applicable Law to be closed.

“ Buyer ” has the meaning specified in the first paragraph of this Agreement.

“ Buyer Ancillary Agreements ” means all agreements, instruments and documents being, or to be, executedand delivered by Buyer or an Affiliate of Buyer under this Agreement or in connection herewith.

“ Buyer Group Member ” means Buyer and its Affiliates  and their  respective directors,  officers,  employees,successors and permitted assigns.

“ Buyer Guarantor ” means FCE.

“ Buyer Guaranty ”  means  the  guaranty  by  Buyer  Guarantor  attached  hereto  as  Exhibit  B  which  is  beingexecuted by Buyer Guarantor simultaneously with Buyer’s execution of this Agreement and pursuant to which Buyer Guarantor isguaranteeing  the  obligations  of  Buyer  with  regard  to  this  Agreement  and  the  transactions  contemplated  herein  for  a  period  ofeighteen months after Closing.

“ Buyer Required Consents ” means the consents set forth on Schedule 5.2(b)(ii) .

“ Casualty Cost ” has the meaning specified in Section 6.6 .

“ Casualty Event ” has the meaning specified in Section 6.6 .

“ CEFIA Grant ”  means  the  grant  in  the  amount  of  One  Million  Five  Hundred  Fifty  Thousand  Dollars($1,550,000)  provided to Seller  by the Connecticut  Clean Energy Finance and Investment  Authority pursuant  to the CEFIA GrantAgreement.

“ CEFIA Grant Agreement ”  means  the  Agreement,  dated  as  of  December  12,  2012  between  Seller  andConnecticut Clean Energy Finance and Investment Authority for the CEFIA Grant.

“ City ” means the City of Bridgeport, Connecticut.

“ Claim ” means any demand, claim, action, investigation, legal or administrative proceeding or arbitration.

2 

 “ Claim Notice ” has the meaning specified in Section 7.3 .

“ Closing ” has the meaning specified in Section 3.1 .

“ Closing Date ” has the meaning specified in Section 3.1 .

“ Code ” means the Internal Revenue Code of 1986, as amended.

“ Confidentiality Agreement ” has the meaning specified in Section 6.3 .

“ Contract ” means  any  legally  binding  contract,  agreement,  license,  sublicense,  assignment,  purchaseagreement,  indenture,  mortgage,  lease,  sublease,  loan,  note,  bond,  deed  of  trust,  instrument  of  indebtedness,  security  agreement,guarantee, option, right of first refusal, distribution agreement, maintenance agreement or written undertaking or instrument of anykind, including any amendments and other modifications thereto.

“ Data Room ” means the online data room with Intralinks set  up by Seller  and updated through October 29,2018.

“ Disclosure Schedules ” has the meaning specified in Article IV.

“ Disclosure Schedule Update ” has the meaning specified in Section 6.4 .

“ Dispute Notice ” has the meaning specified in Section 3.6(b).

“ Disputed Items ” has the meaning specified in Section 3.6(b).

“ Effective Date ” has the meaning specified in the preamble of this Agreement.

“ Employee Benefit Plan ” means each “employee benefit plan” within the meaning of Section 3(3) of ERISA(whether  or  not  such  plan  is  subject  thereto),  and  each  retirement,  employment,  compensation,  incentive,  bonus,  profit  sharing,equity-based  compensation,  change  in  control,  severance,  vacation,  paid  time  off,  fringe-benefit  or  other  similar  plan,  program,policy or agreement providing compensation to employees.

“ Encumbrance ” means  all  liabilities,  indebtedness,  liens  (statutory  or  other),  leases  (including  any  capitalleases),  mortgages,  deeds  of  trust,  pledges,  security  interests,  conditional  sales  agreements,  assessments,  charges,  preferences,transfer restrictions, puts, calls, rights of first refusal, Claims, options, easements, rights of way, rights of contractual restriction, andother encumbrances of any kind or nature whatsoever, including those encumbrances specifically set forth on any Schedule hereto.

“ Environmental Law ” means any and all Laws, and any Governmental Order or binding agreement with anyGovernmental  Authority:  (i)  relating  to  pollution  (or  the  cleanup  thereof)  or  the  protection  of  nature  resources,  endangered  orthreaten species, human health or safety, or the environment (including ambient air, soil, surface water or groundwater or subsurfacestrata);  or  (ii)  concerning  the    presence  of,  exposure  to,  or  the  management,  manufacture,  use,  containment,  storage  reclamation,reuse, treatment generation, discharge, transportation,

3 

 processing, production, disposal or remediation of any hazardous or toxic substances, wastes, materials, pollutants or contaminants.  Environmental Laws includes, but is not limited to: the Comprehensive Environmental Response, Compensation, and Liability Act,42 U.S.C. Section 9601 et seq.; the Federal Insecticide, Fungicide and Rodenticide Act, 7 U.S.C. Section 136 et seq.; the ResourceConservation and Recovery Act, 42 U.S.C. Section 6901, et seq.; the Toxic Substances Control Act, 15 U.S.C. Section 2601 et seq.;the Clean Air Act, 42 U.S.C. Section 7401 et seq.; the Federal Water Pollution Control Act, 33 U.S.C. Section 1251 et seq.; the OilPollution  Act,  33  U.S.C.  Section  2701  et  seq.;  the  Endangered  Species  Act,  16  U.S.C.  Section  1531  et  seq.;  the  NationalEnvironmental  Policy  Act,  42  U.S.C.  Section  4321  et  seq.;  the  Occupational  Safety  and  Health  Act,  29  U.S.C.  Section  651  etseq.  (to the extent relating to human exposure to Hazardous Material); the Homeland Security Appropriations Act of 2007, 109 P.L.295; 120 Stat.  1355 (to the extent relating to the security of Hazardous Material);  the Hazardous Materials Transportation Act, 49U.S.C.  Section  1801  et  seq.;  the  Safe  Drinking  Water  Act,  42  U.S.C.  Section  300f  et  seq.;  Emergency  Planning  and  CommunityRight-to-Know Act,  42  U.S.C.  Section  11001  et  seq.;  and  their  state,  tribal  and  local  counterparts  or  equivalents  and  regulationsissued pursuant to any of those statutes.

“ EPA Guaranty ” has the meaning specified in Section 3.2(f).

“ Estimated Purchase Price ” has the meaning specified in Section 2.3(a)(ii) .

“ Estimated Working Capital ” has the meaning specified in Section 2.3(a)(ii) .

“ Expenses ” means any and all out of pocket expenses actually incurred or accrued or paid in connection withdefending or  asserting any claim,  action,  suit  or  proceeding incident  to any matter  indemnified  against  hereunder  (including courtfiling  fees,  court  costs,  arbitration  fees  or  costs,  witness  fees  and  reasonable  fees  and  disbursements  of  legal  counsel,  expertwitnesses, accountants and other professionals).

“ FCE ” has the meaning specified in the Preliminary Statement.

“ FERC ” means the Federal Energy Regulatory Commission.

“ FERC Approvals ” has the meaning specified in Section 6.5(b) .

“ Final Closing Balance Sheet ” has the meaning specified in Section 3.6(a) .

“ Final Working Capital ” has the meaning specified in Section 3.6(a).

“ Fundamental Representations ” has the meaning specified in Section 7.1(a) .

“ GAAP ” means the generally accepted accounting principles in the United States of America, as in effect fromtime to time, consistently applied.

“ Governmental Authority ” means  any  United  States  federal,  state,  local,  county,  municipal  or  othergovernmental  or  quasi-governmental  authority  or  regulatory  body,  court,  tribunal,  arbitrating  body,  governmental  department,commission, board, body, self-regulating

4 

 authority, bureau or agency, as well as any other instrumentality or entity designated to act for or on behalf of the foregoing.

“ Governmental Order ” means  any  approval,  consent,  license,  franchise,  registration,  security  clearance,authorization,  variance,  exemption,  certification,  permit,  judgment,  order,  binding  determination,  award  or  decree  of  anyGovernmental Authority.

“ Grantor Trust ” means that certain Grantor Trust Agreement dated as of January 31, 2013 by and betweenFuel Cell Energy, Inc. and Branch Banking and Trust Company.

“ Ground Lease ” means  the  Ground  Lease  between  the  City  and  the  Project  Company  for  the  Leased  RealProperty.

“ Hazardous Material ” means  any  and  all  “hazardous  substances,”  “hazardous  waste,”  or  “pollutant  orcontaminant” as any of such terms may be defined in any Environmental Law, or any other pollutant or substance that is regulatedunder any Environmental Law (including asbestos in any form that is or could become friable) or that may be the subject of liabilityfor costs of response or remediation under any Environmental Laws.

“  Indebtedness ”  means  (a)  any  indebtedness  for  borrowed  money,  (b)  any  obligations  evidenced  by  bonds,debentures, notes or other similar instruments, (c) any obligations to pay the deferred purchase price of property or services, excepttrade  accounts  payable  and  other  current  liabilities  arising  in  the  ordinary  course  of  business,  (d)  any  obligations,  contingent  orotherwise, under acceptance credit, letters of credit or similar facilities, (e) all interest, fees, prepayment penalties, yield maintenancepremiums and similar payments payable upon extinguishment of any of the foregoing, and (f) any guaranty of any of the foregoing.

“ Indemnified Party ” has the meaning specified in Section 7.3 .

“ Indemnifying Party ” has the meaning specified in Section 7.3 .

“ Independent Accountant ” has the meaning specified in Section 3.6(b) .

“ Intellectual Property ” means any and all  of the following: (a) trademarks and service marks,  including allapplications and registrations and the goodwill connected with the use of and symbolized by the foregoing; (b) copyrights, includingall  applications  and  registrations  related  to  the  foregoing;  (c)  trade  secrets  and  confidential  know-how;  (d)  patents  and  patentapplications;  (e)  internet  domain name registrations;  and (f)  other  intellectual  property  and related proprietary  rights,  interests  andprotections.

“ Intended Tax Treatment ” has the meaning specified in Section 8.1 .

“ IP Escrow Agent ” means NCC Group Escrow Associates, LLC.

“ IP Escrow Agreement ” means the Holding Agreement dated December 12, 2012 by and between the ProjectCompany and IP Escrow Agent.

5 

 “ Knowledge of Seller ” means,  as  to  a  particular  matter,  the  actual  knowledge  of  Robert  Sauer  and  Keith

Windle, in each case, after reasonable inquiry.

“ Law ” means any United States federal, state, local, county or municipal law, statute, regulation, code, order,ordinance,  rule,  decree,  judgment,  consent  decree,  or  governmental  requirement  enacted,  promulgated,  entered  into,  agreed  orimposed by any Governmental Authority.

“ Leased Real Property ” means the real property described in and made subject to the Ground Lease.

“ Losses ” means any and all losses, costs, settlement payments, awards, judgments, fines, penalties, damages,assessments, obligations, expenses, Claims, Taxes, liabilities or other charges, whether determined or determinable, due or to becomedue, liquidated or unliquidated, secured or unsecured, accrued or unaccrued, absolute or contingent, known or unknown, or maturedor unmatured, including reasonable, and documented, attorneys’ fees, court costs and litigation expenses.

“ Material Adverse Effect ” means any event,  result,  occurrence,  development,  fact,  change or effect that (a)with  respect  to  Seller,  is  or  would  reasonably  be  expected  to  be  materially  adverse  to  the  ability  of  Seller  to  consummate  thetransactions and satisfy all of its obligations contemplated by this Agreement , (b) with respect to the Project Company and Project,is or would reasonably be expected to be materially adverse to the business, results of operations, financial condition, or assets of theProject Company; provided, however, that “Material Adverse Effect” shall not include any event, result, occurrence, development,fact,  change  or  effect  ,  directly  or  indirectly,  arising  out  of  or  attributable  to:  (i)  general  economic  or  political  conditions;  (ii)conditions  generally  affecting  the  industries  in  which  the  Project  Company  operates;  (iii)  any  changes  in  financial,  banking  orsecurities markets in general, including any disruption thereof and any decline in the price of any security or any market index or anychange in prevailing interest rates; (iv) any increases in the costs of commodities or supplies or decreases in the price of electricity,(v) any change or effect resulting from conditions or developments in any electric transmission system or any independent systemoperator  or  regional  electric  transmission  organization  except  to  the  extent  specifically  directed  at  the  Project,  (vi)  acts  of  war(whether or not declared), armed hostilities or terrorism, or the escalation or worsening thereof; (vii) any action required or permittedby this Agreement or any action taken (or omitted to be taken) with the consent of or at the request of Buyer; (viii) any change oreffect from any change in applicable Laws or accounting rules; (ix) the announcement, pendency or completion of the transactionscontemplated by this Agreement; (x) any natural or man-made disaster or acts of God; (xi) any change or effect that is cured beforethe earlier of the Closing or the termination of this Agreement pursuant to Article IX ; or (xii) any change or effect resulting fromany action or inaction by Buyer or its Affiliates, including under the Services Agreement.

“ Material Contract ” has the meaning specified in Section 4.12 .

“ Membership Interests ” has the meaning specified in the Preliminary Statement.

6 

 “ Mutual Release ” means  the  release  to  be  delivered  by  Seller  and  the  Project  Company  immediately  after

Closing pursuant to Section 6.8 , in the form attached hereto as Exhibit C .

“ Organizational Documents ” means,  (i)  in the case of a limited liability company the entity’s certificate offormation and any limited liability company agreement or other operating agreement, and (ii) in the case of a corporation, the entity’sarticles of incorporation or certificate of incorporation, bylaws and any stockholder or shareholder agreements.

“ Ownership Period ” means from and after December 12, 2012, until the date hereof.

“ Party ” or “ Parties ” has the meaning specified in the first paragraph of this Agreement.

“ Permits ” means  any  certificates,  permits,  licenses,  approvals,  registrations,  franchises,  applications,  filingsand other written authorizations.

“ Permitted Encumbrances ” has the meaning specified in Section 4.7 .

“ Person ” means any individual, corporation, partnership, limited liability company, joint venture, association,joint-stock company, trust, unincorporated organization or Governmental Authority.

“ PILOT Agreement ” means the Tax PILOT and Tax Incentive Development Agreement between the ProjectCompany and the City dated December 12, 2012.

“ Pre-Closing Statement ” has the meaning specified in Section 2.3(a)(ii).

“  Pre-Closing Taxe s ”  means  with  respect  to  Taxes  of  the  Project  Company,  as  applicable,  (a)  Taxesattributable  to  or  payable  with  respect  to  Pre-Closing  Tax  Periods  and  (b)  Taxes  attributable  to  the  portion  of  any  Straddle  TaxPeriod ending on the Closing Date, which shall be determined by, (i) in the case of income Taxes or other Taxes measured on thebasis of actual economic activity (such as sales Taxes), an interim closing of the books as of the Closing Date and (ii) in the case ofTaxes not described in the preceding clause (i) (such as property Taxes), by multiplying the applicable Tax by the ratio obtained bydividing the number of days in the Straddle Tax Period up to and including the Closing Date by the total  number of days in suchStraddle Tax Period; and (c) Seller’s portion of any Transfer Taxes pursuant to Section 8.6 of this Agreement.

“ Pre-Closing Tax Period ” means any taxable period that ends on or before the Closing Date.

“ Project ” has the meaning specified in the Preliminary Statement.

“ Project Company ” has the meaning specified in the Preliminary Statement.

7 

 “ Project Company Financial Statements ” has the meaning specified in Sec t i on   4.5 .

“ Project Company Tax Return ” has the meaning specified in Section 8.3(a) .

“ Prudent Industry Practices ” means those practices, methods and standards of inquiry and investigation thatare commonly used by electricity generating facilities in the United States which are of similar size, type and location as the Project.Prudent Industry Practices are not intended to be limited to the optimum practices, methods or acts to the exclusion of all others, butrather to be a spectrum of good and proper practices, methods and acts.

“ Purchase Price ” has the meaning specified in Section 2.2 .

“ Real Property ”  means  all  real  property  owned,  leased,  subleased  or  licensed  by  the  Project  Company,together with all buildings, structures and fixtures located thereon or attached thereto.

“ Release ” means  any  releasing,  disposing,  discharging,  injecting,  spilling,  leaking,  pumping,  dumping,emitting, depositing, dispersing, leaching, escaping, emanating, migrating or emptying of any Hazardous Material in, into or onto theenvironment.

“ Seller ” has the meaning specified in the first paragraph of this Agreement.

“ Seller Ancillary Agreements ” means all agreements, instruments and documents being or to be executed anddelivered by Seller or any Affiliate of Seller under this Agreement or in connection herewith.

“ Seller Group Member ” means Seller  and its Affiliates,  and their  respective directors,  officers,  employees,successors and permitted assigns.

“ Seller Required Consents ” means the consents set forth on Schedule 4.3(b).

“ SEPA ” means  the  Standard  Electricity  Purchase  Agreement,  by  and  between  The  Connecticut  Light  andPower Company and the Project  Company,  as  successor  in  interest  to  Bridgeport  Fuel  Cell  Park,  LLC  , dated Jul y 10 , 2009, asamended  by  the  First  Amendment  to  the  Standard  Electricity  Purchase  Agreement,  dated  December  20,  2012,  and  the  SecondAmendment to the Standard Electricity Purchase Agreement, dated November 19, 2013 .

“ Services Agreement ” means the Services  Agreement  dated as  of  December  12,  2012,  between the  ProjectCompany and Buyer.

“ Straddle Tax Period ” means any taxable period that begins before and ends after the Closing Date.

“ Target Working Capital ” has the meaning specified in Section 2.2 .

“ Tax ” means (i) any and all taxes, fees, levies, duties, tariffs, imposts and other charges of any kind (whetheror not imposed on Seller or on any of its Affiliates), imposed by any

8 

 Governmental Authority or taxing authority, including, without limitation, taxes or other charges on, measured by, or with respect toincome, franchise, windfall  or other profits,  gross receipts,  property, sales, use, capital stock, payroll,  employment,  social security,workers’  compensation,  unemployment  compensation or net worth;  taxes or other charges in the nature of excise,  withholding,  advalorem,  stamp,  transfer,  value-added or  gains  taxes;  license,  registration  and  documentation  fees;  and  customs duties,  tariffs  andsimilar  charges;  (ii)  any liability  for  the payment  of  any amounts  of  the type described in  (i)  as  a  result  of  being a  member  of  anaffiliated, combined, consolidated or unitary group for any taxable period; (iii) any liability for the payment of any amounts of thetype described in (i) as a result of being a Person required by Law to withhold or collect taxes imposed on another Person; (iv) anyliability  for  the  payment  of  amounts  of  the  type  described  in  (i),  (ii)  or  (iii)  as  a  result  of  being a  transferee  of,  or  a  successor  ininterest  to,  any  person  or  as  a  result  of  an  express  or  implied  obligation  to  indemnify  any  person;  and  (v)  any  and  all  interest,penalties, additions to tax and additional amounts imposed in connection with or with respect to any amounts described in (i), (ii),(iii) or (iv).

“ Tax Purchase Price ” has the meaning specified in Section 8.2(a) .

“ Tax Return ” means any return, report, statement, form or other documentation (including any additional orsupporting material and any amendments or supplements) filed or maintained, or required to be filed or maintained, with respect toor in connection with the calculation, determination, assessment or collection of any Taxes.

“ Third Party Claim ” has the meaning specified in Section 7.4(a) .

“ Third Party Claim Notice ” has the meaning specified in Section 7.4(a) .

“ Third Party Claim Response Period ” has the meaning specified in Section 7.4(a) .

“ Title Policy ”  means  Seller’s  existing  title  insurance  policy  with  First  American  Title  Insurance  Companydated December 12, 2012, insuring its leasehold interest in the Ground Lease.

“ Transaction Financing ” has the meaning specified in Section 3.4(b)(viii) .

“ Transfer Taxes ” has the meaning specified in Section 8.6 .

“ Treasury Regulations ” means the regulations promulgated under the Code by the United States Departmentof Treasury, as such regulations may be amended from time to time.

“ Wire Transfer Instructions ” has the meaning specified in Section 2.3(a)(i).

“ Working Capital ”  means,  as  of  the  Closing:  (a)  all  current  assets  of  the  Project  Company,  minus  (b)  allcurrent  liabilities  of  the  Project  Company,  determined  in  accordance  with  the  accounting  principles,  practices  and  policiesestablished  by  GAAP,  prepared  and  consistently  applied  with  the  Project  Company  Financial  Statements.    Any  amount  forPerformance Guarantees (as defined in the Services Agreement) or other payment due under the Services Agreement, to the extentaccrued, shall be disregarded for purposes of computing Working Capital.

9 

 Section 1.2 Interpretation .    For  purposes  of  this  Agreement,  (i)  the  words  “include,”  “includes”  and

“including”  shall  be  deemed  to  be  followed  by  the  words  “without  limitation,”  and  (ii)  the  words  “herein”,  “hereof”,“hereby”, “hereto” and “hereunder” refer to this Agreement as a whole.  Unless the context otherwise requires, referencesherein:  (i) to Articles, Sections, Exhibits and Schedules mean the Articles and Sections of, and the Exhibits and Schedulesattached to, this Agreement; (ii) to an agreement, instrument or other document means such agreement, instrument or otherdocument as amended, supplemented and modified from time to time to the extent permitted by the provisions thereof andby  this  Agreement;  and  (iii)  to  a  statute  means  such  statute  as  amended  from  time  to  time  and  includes  any  successorlegislation  thereto  and  any  regulations  promulgated  thereunder.    The  Schedules  and  Exhibits  referred  to  herein  shall  beconstrued with and as an integral part of this Agreement to the same extent as if they were set forth verbatim herein.  Titlesto Articles and headings of Sections are inserted for convenience of reference only and shall not be deemed a part of or toaffect the meaning or interpretation of this Agreement.  This Agreement, the Buyer Ancillary Agreements and the SellerAncillary Agreements shall be construed without regard to any presumption or rule requiring construction or interpretationagainst the party drafting an instrument or causing any instrument to be drafted.

ARTICLE II

PURCHASE AND SALE

Section 2.1 Purchase and Sale of Membership Interests .    Subject  to  the  terms  and  conditions  set  forthin this Agreement and in consideration of the Purchase Price, Seller shall sell, assign, convey, deliver and transfer at theClosing to Buyer, and Buyer shall purchase, acquire and accept at the Closing from Seller, all of the right, title and interestof  Seller  in  and  to  the  Membership  Interests,  so  that  upon  Closing,  Buyer  shall  own,  directly,  all  of  the  MembershipInterests free and clear of all Encumbrances.

Section 2.2 Purchase Price .    The  total  consideration  (“  Purchase  Price  ”)  to  be  paid  by  Buyer  to  Sellerin consideration of the delivery by Seller of the Membership Interests shall be an amount equal to: (a) Thirty-Six MillionSix  Hundred  Thousand  Dollars  ($36,600,000),  minus  (b)  the  amount  by  which  the  Working  Capital  is  less  than  OneMillion  dollars  ($1,000,000)  (the  “ Target  Working Capital”  )  or  plus  (c)  the  amount  by  which  the  Working  Capital  isgreater than the Target Working Capital.  The Purchase Price constitutes the full consideration payable by Buyer under thisAgreement in order to acquire the Membership Interests.  The Purchase Price shall be due and payable in full at Closing asset forth in Section 2.3.

Section 2.3 Pre-Closing Events; Closing Statement .

(a)  Seller  Pre-Closing  Deliverables  .    Not  less  than  three  (3)  Business  Days  prior  to  theClosing Date, Seller shall prepare and deliver to Buyer:

10 

 (i)  wire  transfer  instructions  for  the  payment  to  be  made  by  Buyer  to  Seller  of  the

Purchase Price pursuant to Section 2. 3(b) below (the “ Wire Transfer Instructions ” ); and

(ii)  a  statement  (the  “  Pre-Closing  Statement  ”),  reflecting  Seller’s  estimation  ofthe Purchase Price as of the Closing Date (the “ Estimated Purchase Price ”), which shall be determined by comparingthe  Seller’s  estimation  of  the  Working  Capital  as  of  the  Closing  Date  (the  “ Estimated  Working  Capital ”)  to TargetWorking Capital and applying the provisions of Section 2.2 to compute any estimated adjustment to the Purchase Price.

(b)  Closing  Date  Payments  .    On  the  Closing  Date,  Buyer  shall  pay  to  the  Seller,  an  amountequal to the Estimated Purchase Price (as set forth in Sections 2.2 and 2.3(a)) . Wire transfer of immediately availablefunds shall make the payment to the Seller to such account or accounts as specified in the Wire Transfer Instructions.  IfBuyer has obtained from Connecticut Green Bank a release of its Encumbrance on the Grantor Trust and all necessarysteps are  taken under  the Grantor  Trust  to  release  the funds contained in  the Grantor  Trust  so that  Seller  will  receivesuch funds on the Closing Date, such funds may be credited against the Purchase Price.  Buyer and Seller each agree toexecute  any documents  or  instruction  letters  as  may be necessary  to  obtain  the  release  of  the  funds  from the  GrantorTrust in connection with the Closing.

ARTICLE III

CLOSING, DELIVERABLES, CONDITIONS PRECEDENT

Section 3.1 Closing.    The  consummation  of  the  purchase  by  Buyer,  and  the  sale  by  Seller,  of  theMembership Interests (the “ Closing ”) shall take place at a location agreed to by the Parties or via email (in which casedocuments to be delivered at the Closing will be delivered by email transmission), no earlier than December 26, 2018, butas soon as practicable thereafter and in no event later than the second (2 nd ) Business Day after the satisfaction or waiverof the conditions set forth in Section 3.4(b) and Section 3.4(c) (other than those conditions to be satisfied or waived at theClosing)(the  “  Closing  Date  ”).    The  Closing  shall  be  effective  as  of  12:00:01  A.M.  Eastern  time  on  the  ClosingDate.  Each of Buyer and Seller shall further deliver such other evidence, instruments, documents and certificates requiredto be delivered by such Parties pursuant to this Article III .

Section 3.2 Buyer’s Closing Deliveries .    At  the  Closing,  Buyer  shall  deliver,  or  cause  to  be  delivered,to Seller all of the following, in form and substance reasonably acceptable to Seller:

(a) the Estimated Purchase Price, payable as set forth in Section 2.3(b) ;

(b)  a  certificate,  dated  as  of  the  Closing  Date,  executed  by  a  duly  authorized  officer  ofBuyer, certifying as to the matters set forth in Section 3.4(c)(ii) and Section 3.4(c)(iii) ;

(c)  a  certificate,  dated  as  of  the  Closing  Date,  executed  by  a  duly  authorized  officer  of  Buyercertifying  that  attached  thereto  is:  (i)  a  true,  accurate  and  complete  copy  of  the  certificate  issued  by  the  Secretary  ofState of the State of Delaware,  dated as of a recent date prior to the Closing Date and certifying that Buyer is validlyexisting and in good standing under the

11 

 laws  of  the  State  of  Delaware,  (ii)  a  true,  accurate  and  complete  copy  of  the  certificate  of  formation  of  Buyer,  as  ineffect on the Closing Date, certified by the Secretary of State of the State of Delaware as of a recent date prior to theClosing Date, (iii) the incumbency of Buyer’s officers or managers that executed this Agreement, any other agreementdelivered on the Closing Date, and any certificate delivered in connection with the Closing; and (iv) a true, accurate andcomplete copy of the resolutions of the members and/or manager of Buyer duly authorizing the execution, delivery andperformance by Buyer  of  this  Agreement,  the Buyer  Ancillary  Agreements  to which it  is  a  party and the transactionscontemplated hereby and thereby, and that such resolutions are in full force and effect as of the Closing Date;

(d) a counterpart signature page to the Assignment Agreement, duly executed by Buyer;

(e)  termination  and  release  of  the  Owner  Guaranty  dated  December  12,  2012,  by  DominionResources, Inc. for the benefit of FuelCell Energy, Inc. with regards to the Services Agreement;

(f)  replacement  of  the  Bridgeport  EPA  Guaranty  (the  “  EPA  Guaranty  ”)  dated  November26, 2013 provided by Dominion Resources, Inc. for the benefit of Connecticut Light and Power Company on behalf ofthe Project Company; and

(g)  the  Services  Agreement  termination  and  release  executed  by  FCE  pursuant  to  Section6.7 .

Section 3.3 Seller’s Closing Deliveries .    At  the  Closing,  Seller  shall  deliver,  or  cause  to  be  delivered,  toBuyer  all  of  the  following,  in  form  and  substance  reasonably  acceptable  to  Buyer  and,  where  applicable,  Buyer’s  titleinsurer:

(a)  all  certificates  representing  the  Membership  Interests,  if  any,  as  well  as  all  duly  executedtransfer documentation in respect of the Membership Interests (including a counterpart signature page to the AssignmentAgreement,  duly  executed  by  Seller,  and  any  waiver  of  transfer  restrictions  under  the  applicable  OrganizationalDocuments);

(b)  a  certificate,  dated  as  of  the  Closing  Date,  executed  by  a  duly  authorized  officer  ormanager of Seller, certifying as to the matters set forth in  Section 3.4(b)(i) and Section 3.4(b)(ii) ;

(c)  a  certificate,  dated  as  of  the  Closing  Date,  executed  by  a  duly  authorized  officer  of  theProject Company, certifying that attached thereto is: (i) a true, accurate and complete copy of the certificate issued bythe  Clerk  of  the  Virginia  State  Corporation  Commission  dated  as  of  a  recent  date  prior  to  the  Closing  Date  andcertifying  that  Project  Company  is  validly  existing  and  in  good  standing  under  the  laws  of  the  Commonwealth  ofVirginia,  (ii)  a  true,  accurate  and  complete  copy  of  the  certificate  issued  by  the  Secretary  of  State  of  the  State  ofConnecticut dated as of a recent date prior to the Closing Date and certifying that the Project Company is qualified to dobusiness  under  the  laws  of  the  State  of  Connecticut,  (iii)  a  true,  accurate  and  complete  copy  of  the  Articles  ofOrganization  of  the  Project  Company,  as  in  effect  on  the  Closing  Date,  certified  by  the  Clerk  of  the  Virginia  StateCorporation Commission as of a recent date prior to the Closing

12 

 Date, and (iv ) a true, accurate and complete copy of the limited liability company agreement of the Project Company, as in effect on the Closing Date ;

(d)  a  certificate,  dated  as  of  the  Closing  Date,  executed  by  a  duly  authorized  officer  ofSeller, certifying that attached thereto is: (i) a true, accurate and complete copy of the certificate issued by the Clerk ofthe Virginia State Corporation Commission dated as of a recent date prior to the Closing Date and certifying that Selleris  validly  existing  and  in  good  standing  under  the  laws  of  the  Commonwealth  of  Virginia,  (ii)  a  true,  accurate  andcomplete copy of the Articles of Incorporation of Seller, as in effect on the Closing Date, and (iii) the incumbency ofSeller’s  officers  that  executed the Agreement,  any other  agreement  delivered on the Closing Date,  and any certificatedelivered in connection with the Closing;

(e)  a  certification,  dated  as  of  the  Closing  Date,  executed  by  a  duly  authorized  officer  ormanager and satisfying the requirements of Treasury Regulation Section 1.1445-2(b), attesting that Seller (or if Seller isa  “disregarded  entity”  within  the  meaning  of  Treasury  Regulations  Section  1.1445-2(b)(2)(iii),  the  entity  treated  asowning the assets of Seller) is not a “foreign person” for U.S. federal income tax purposes;

(f) the resignations of all managers, directors and officers of the Project Company;

(g) copies of all Seller Required Consents;

(h)  the  Services  Agreement  termination  and  release  executed  by  Seller  (or  the  applicableAffiliates) pursuant to Section 6.7;

(i) all of the books and records of the Project Company; and

(j) an IRS Form W-9 properly completed by Seller;

Section 3.4 Conditions Precedent .

(a)  Generally  .    For  purposes  of  this  Agreement,  there  shall  be  conditions  which  must  besatisfied  or  waived  on  or  prior  to  the  Closing.    Seller  and  Buyer  expressly  acknowledge  and  agree  that  each  of  theconditions in the Buyer Conditions Precedent are for the sole benefit  of and may only be waived by Buyer in writingand each  of  the  conditions  in  the  Seller  Conditions  Precedent  are  for  the  sole  benefit  of  and  may only  be  waived  bySeller in writing.

(b)  Buyer  Conditions  Precedent  to  the  Closing  .    Unless  and  until  the  following  conditionsprecedent  (the  “  Buyer  Conditions  Precedent  ”)  are  satisfied,  or  waived  in  writing  by  Buyer,  Buyer  shall  not  beobligated to effect the Closing hereunder:

(i)  Representations  and  Warranties  .    The  representations  and  warranties  made  bySeller contained in Article IV of this Agreement (and with respect to those that are qualified with respect to materiality,Material Adverse Effect and similar qualifiers, without consideration of such qualifiers) shall be true and accurate in allrespects  on and as  of  the  Closing Date  (except  those representations and warranties  that  address  matters  only  as  of  aspecified date, the truth and accuracy of which shall be determined as of that specified date) as though made on

13 

 and  as  of  the  Closing  Date,  except  for  failures  to  be  true  and  accurate  (i)  which  do  not  result  in  a  Material  AdverseEffect or (ii) which are due to any action or inaction by Buyer or its Affiliates, a nd there shall have been delivered toBuyer a certificate to such effect, dated as of the Closing Date, signed by Seller.

(ii)  Performance  .    Seller  shall  have  performed  and  complied  with,  in  all  materialrespects, the agreements, covenants and obligations required by this Agreement to be so performed or complied with bySeller at or before the Closing, and there shall have been delivered to Buyer a certificate to such effect, dated as of theClosing Date, signed by Seller.

(iii)  Closing  Deliveries  .    Seller  shall  have  delivered,  or  caused  to  be  delivered,  toBuyer all items required to be delivered pursuant to Section 3.3 .

(iv)  No  Proceedings  .    No  order,  injunction,  judgment,  decree  or  ruling  of  anyGovernmental  Authority  shall  be in effect  which restrains,  hinders,  or  prohibits  the consummation of  the transactionscontemplated by this Agreement.

(v)  Legislation  .  No  applicable  Law  shall  have  been  enacted  which  prohibits  orrestricts the consummation of the transactions contemplated by this Agreement.

(vi)  Consents  and  Approvals  .    The  Seller  Required  Consents,  including  the  FERCApproval,  shall  have  been  obtained  or  made  free  of  any  term,  condition,  restriction  or  imposed  liability  or  otherprovision that result in a Material Adverse Effect.

(vii)  Title  Insurance  .  Seller  will  have  obtained  date  down  and  nonimputationendorsements as to the Title Policy in a form acceptable to Buyer (the expenses of the foregoing to be borne by Buyer)and with the only exceptions being the Permitted Encumbrances.

(viii)  Consummation  of  Debt  Financing  .    By  December  10,  2018,  Buyer  (or  anAffiliate) will have obtained from and executed a firm and binding commitment with a third party lender to obtain debtfinancing which shall support the Closing pursuant to the terms of this Agreement yielding net proceeds in an amountno  less  than  Twenty-Five  Million  dollars  ($25,000,000),  which  pursuant  to  the  terms  of  such  debt  financing  arepermitted to be applied by Buyer (or its Affiliate) toward payment of the Purchase Price (the “ Transaction Financing ”).

(c)  Seller  Conditions  Precedent  to  the  Closing  .    Unless  and  until  the  following  conditionsprecedent (the “ Seller Conditions Precedent ”) are satisfied, or waived in writing by Seller, Seller shall not be obligatedto effect the Closing hereunder:

(i) Closing Date .  The date is December 26, 2018, or later.

(ii)  Representations  and  Warranties  .    The  representations  and  warranties  made  byBuyer in Article V of this Agreement (and with respect to those that are qualified with respect to materiality, MaterialAdverse Effect  and similar  qualifiers,  without consideration of such qualifiers)  on and as of the Closing Date (exceptthose representations and warranties  that  address matters  only as  of  a  specified date,  the  truth and accuracy of  whichshall be determined as of that specified date) as though made on and as of the Closing Date, except for failures to be trueand

14 

 accurate  which  do  not  materially  impair  the  ability  of  Buyer  to  perform  its  obligations  hereunder  or  prevent  theconsummation of the transactions contemplated hereby, and there shall have been delivered to Seller a certificate to sucheffect, dated as of the Closing Date, signed by Buyer.

(iii)  Performance  .    Buyer  shall  have  performed  and  complied  with,  in  all  materialrespects, the agreements, covenants and obligations required by this Agreement to be so performed or complied with byBuyer at or before the Closing, and there shall have been delivered to Seller a certificate to such effect, dated as of theClosing Date, signed by Buyer.

(iv)  Closing  Deliveries  .    Buyer  shall  have  delivered,  or  caused  to  be  delivered,  toSeller all items required to be delivered pursuant to Section 3.2 .

(v)  No  Proceedings  .    No  order,  injunction,  judgment,  decree  or  ruling  of  anyGovernmental  Authority  shall  be  in  effect  which  restrains  or  prohibits  the  consummation  of  the  transactionscontemplated by this Agreement.

(vi)  Legislation  .    No  applicable  Law  shall  have  been  enacted  which  prohibits  orrestricts the consummation of the transactions contemplated by this Agreement.

(vii)  Consents  and  Approvals  .    The  Buyer  Required  Consents,  including  theFERC Approval, shall have been obtained or made free of any term, condition, restriction or imposed liability or otherprovision that result in a Material Adverse Effect or a material adverse effect on Seller or its Affiliates.

(viii)  Replacement  Assurances  .    Buyer  shall  have,  or  shall  have  caused,  the  lettersof credit or guaranties set forth on Schedule 3.4(c)(viii) to be terminated, replaced (including providing any replacementdocuments) or provided for, as applicable, by Buyer or its Affiliates, and all such letters of credit or guaranties providedfor  by  Seller  or  its  Affiliates  shall  be  terminated  (and  returned  to  Seller)  and  Seller  or  its  Affiliates  shall  be  releasedfrom any Losses or Expenses related thereto.

Section 3.5 Satisfaction of Conditions .    Subject  to  the  terms  and  conditions  of  this  Agreement,  each  ofthe Parties hereto shall, and shall cause its Affiliates as appropriate, to use their commercially reasonable efforts to take, orto cause to be taken, all actions and to do, or to cause to be done, all things necessary, proper or advisable to consummate,as promptly as practicable,  the transactions contemplated by this Agreement, including, the satisfaction of the conditionslisted in Section 3.4(b) or Section 3.4(c) and the obtaining of all consents, waivers, authorizations, orders and approvals ofthird parties, including Governmental Authorities, required of it by this Agreement.  Each Party shall, and shall cause itsAffiliates  as  appropriate,  to  cooperate  fully  with  the  other  Parties  hereto  in  assisting  such  Parties  to  comply  with  thisSection 3.5 .

Section 3.6 Post-Closing Working Capital True-Up .

(a)  For  the  purpose  of  confirming  the  Estimated  Working  Capital,  following  the  Closing,  nolater than thirty (30) days after the Closing Date, Buyer shall prepare and deliver to Seller a balance sheet of the ProjectCompany  as  of  the  Closing  Date  (the  “  Final  Closing  Balance  Sheet  ”),  together  with  a  worksheet  showing  thedifference, if any, between the Estimated Working

15 

 Capital and Working Capital shown on the Final Closing Balance Sheet (the “ Final Working Capital ”).

(b)  If,  within  thirty  (30)  days  after  the  date  of  the  delivery  to  Sellers  of  the  Final  ClosingBalance Sheet, Seller determines in good faith that Seller disagrees with any portion of the Final Closing Balance Sheetprovided by Buyer  pursuant to the immediately preceding sentence (any such disputed items being the “ Disputed Items”), then Seller may deliver a written notice (a “ Dispute Notice ”) to Buyer within such 30-day period, which DisputeNotice  shall:  (i)  set  forth  Seller’s  proposed  resolution  of  the  Disputed  Items  (including  Seller’s  determination  ofWorking  Capital  as  of  the  Closing  Date  taking  into  account  such  proposed  resolution  of  the  Disputed  Items)  and  (ii)include  materials  showing  in  reasonable  detail  Seller’s  support  for  such  position.    Seller  and  its  representatives  shallhave  full  access  to  the  books  and  records  of,  the  personnel  of,  and  work  papers  prepared  by,  Buyer  and  itsrepresentatives to the extent that they relate to such matters and to such historical financial information (to the extent inBuyer’s  possession)  relating  to  such  matters  as  Seller  may  reasonably  request  for  the  purpose  of  reviewing  the  FinalClosing Balance Sheet and the determination of the Final Working Capital and to prepare a Dispute Notice.  If Buyerand  Seller  are  unable  to  resolve  any  disagreement  among  them with  respect  to  such  matters  within  five  (5)  BusinessDays (or such longer period as mutually agreed to by Seller and Buyer) after the delivery of a Dispute Notice by Sellerto Buyer, then the Disputed Items (but no others) may be referred by Sellers or Buyer for determination to a nationallyrecognized accounting firm not affiliated with Seller, the Project Company or Buyer that is mutually selected by Sellerand Buyer.  If Seller and Buyer are unable to select a nationally recognized accounting firm, either Seller or Buyer maythereafter  request  that  the  American  Arbitration  Association  make  such  selection  (as  applicable,  the  firm selected  bySeller  and  Buyer  or  the  firm  selected  by  the  American  Arbitration  Association  is  referred  to  as  the  “  IndependentAccountant ”).  Seller and Buyer shall provide the Independent Accountant and the other Party with a statement of itsposition  as  to  the  amount  for  each  Disputed  Item  within  five  (5)  Business  Days  from  the  date  of  the  referral.    TheIndependent Accountant  shall  make a written determination as promptly as practicable,  but  in any event within thirty(30) days after the date on which the dispute is referred to the Independent Accountant.  If Seller and Buyer resolve theirdispute with respect to any Disputed Item, the Independent Accountant’s involvement shall be discontinued with respectto such Disputed Item and the Final Closing Balance Sheet shall be revised, if necessary, to reflect such resolution andthereupon shall be binding for purposes of this Agreement.  The Parties shall make readily available to the IndependentAccountant  all  relevant  books  and  records  relating  to  such  matters  and  all  other  items  reasonably  requested  by  theIndependent  Accountant.    The  costs  and  expenses  of  the  Independent  Accountant  shall  be  borne  by  the  Party  whoseposition taken with respect to the Disputed Items differs further from that determined by the Independent Accountant.The decisions of the Independent Accountant shall be final and binding for all purposes of this Agreement, and the FinalClosing Balance Sheet shall be revised, if necessary, to reflect such decision and thereupon shall be final and binding forall purposes of this Agreement.

(c)  Following  the  final  determination  of  the  Final  Closing  Balance  Sheet  and  the  FinalWorking Capital in accordance with Section 3.6(b) , the Purchase Price shall be recomputed in accordance with Section2.2 based on the Final Working Capital.  To the extent that the recomputed Purchase Price is greater than the EstimatedPurchase Price that was paid at Closing, Buyer shall pay such difference to Seller.   To the extent that the recomputedPurchase Price is less than the Estimated Purchase Price that was paid at Closing, Seller shall pay such

16 

 difference to Buyer.    Any such payment required to be made by either Buyer or Seller shall be made by wire transfer ofimmediately available funds within five (5) Business Days of the final determination by the Independent Accountant .

ARTICLE IV

REPRESENTATIONS AND WARRANTIES OF SELLER

Seller  hereby  represents  and  warrants  to  Buyer  that,  except  as  otherwise  set  forth  in  the  schedules  referencedherein (the “ Disclosure Schedules ”), the following statements are true and correct as of the date hereof and as of the Closing Date:

Section 4.1 Organization; Qualification of Seller .    Seller  is  a  corporation  duly  organized,  validlyexisting  and  in  good  standing  under  the  laws  of  the  Commonwealth  of  Virginia.    Seller  has  full  legal  right,  power  andauthority necessary to carry on its business as it is now being conducted.

Section 4.2 Organization; Qualification of the Project Company .    The  Project  Company  is  a  limitedliability  company  duly  organized  under  the  laws  of  the  Commonwealth  of  Virginia  and  is  validly  existing  and  in  goodstanding under the laws of the Commonwealth of Virginia.  The Project Company is duly qualified to transact business andis in good standing in each jurisdiction where the character of its properties owned or held under lease or the nature of itsactivities makes such qualification necessary,  including the State  of  Connecticut,  except  in those jurisdictions where thefailure to be so qualified would not have a Material Adverse Effect.  The Project Company has full legal right, power andauthority necessary to carry on its business and the Project as it is now being conducted, owned and operated.  True andcomplete copies of the Organizational Documents of the Project Company have been made available to Buyer in the DataRoom.

Section 4.3 Authority of Seller; Conflicts; Consents .

(a)  Seller  has  the  full  legal  right,  power  and  authority  to  execute,  deliver  and  perform  thisAgreement and each of the Seller Ancillary Agreements to which it is a party.  The execution, delivery and performanceby Seller  of  this  Agreement  and the  Seller  Ancillary  Agreements  to  which  it  is  a  party  and the  consummation  of  thetransactions contemplated hereby and thereby have been duly and validly authorized by all requisite corporate action onthe  part  of  Seller.    This  Agreement  has  been  duly  authorized,  executed  and  delivered  by  Seller  and  is  (assuming  thevalid authorization, execution and delivery of this Agreement by Buyer) the legal, valid and binding obligation of Seller,enforceable  in  accordance  with  its  terms,  and  each  of  the  Seller  Ancillary  Agreements  to  which  it  is  a  party,  uponexecution and delivery by Seller are (assuming the valid authorization, execution and delivery by Buyer, where Buyer isa party, or the other party or parties thereto) a legal,  valid and binding obligation of Seller,  enforceable in accordancewith its terms, in each case subject to bankruptcy, insolvency, reorganization, moratorium and similar Laws of generalapplication relating to or affecting creditors’ rights and to general equity principles.

17 

 (b)  Except  as  set  forth  in  Schedule  4.3(b)  of  the  Disclosure  Schedules,  none  of  the  execution

and delivery by Seller of this Agreement or any of the Seller Ancillary Agreements, the consummation by Seller of anyof the transactions contemplated hereby or thereby, nor the compliance by Seller with,  or fulfillment by Seller of,  theterms, conditions and provisions hereof or thereof:

(i)  conflict  with,  result  in  an  event  creating  rights  of  acceleration,  termination,amendment  or  cancellation,  result  in  any  imposition  of  any  fee  or  other  charge,  result  in  a  loss  of  rights  or  benefitsunder,  result  in  the  imposition  of  any  Encumbrance  (other  than  a  Permitted  Encumbrance)  upon  the  Project,  orconstitute or result in violation of, breach of, or default under (1) the Organizational Documents of Seller or the ProjectCompany, (2) any Material Contract, (3) any Governmental Order to which Seller or the Project Company is a party orby which Seller, the Project Company or the Project is bound, or (4) Laws applicable to Seller, the Project Company orthe Project, in any material respects; or

(ii)  require  prior  to  Closing  the  consent,  approval,  authorization  or  act  of,  or  themaking by Seller or the Project Company of any declaration, filing, notice or registration with, any Person (including,without limitation, any Governmental Authority).

Section 4.4 Capitalization .    Seller  has  good  title  to,  holds  of  record,  and  owns  beneficially,  theMembership  Interests,  free  and  clear  of  all  Encumbrances.    The  Membership  Interests  constitute  one  hundred  percent(100%) of the issued and outstanding equity interests in the Project Company.  No equity interests in the Project Companyhave  been  reserved  for  issuance  upon  exercise  of  outstanding  options,  warrants  or  other  similar  rights.    There  are  nooutstanding  obligations  of  the  Project  Company  to  repurchase,  redeem  or  otherwise  acquire  any  equity  interest  in  theProject  Company.    There  are  no  options,  warrants,  convertible  securities,  unit  appreciation,  phantom  unit,  profitparticipation or other rights, agreement, arrangement or commitments of any character relating to the equity interests in theProject Company or obligating the Project Company to issue or sell any equity interests in the Project Company.  There areno voting trusts  or  other  voting or  similar  agreements  or  understandings  with  respect  to  the  Membership  Interests.    TheProject Company does not have any subsidiaries or own any equity interests in any other Person.

Section 4.5 Financial Statements .    Copies  of  the  Project  Company’s  financial  statements  (the  “  ProjectCompany Financial Statements ”) consisting of (a) the unaudited balance sheet and related profit and loss statement for theyear ended December 31, 2017; and (b) the unaudited balance sheet and related profit and loss statement as of September30, 2018, have been made available to Buyer in the Data Room.  Except as set forth in Schedule 4.5 , the Project CompanyFinancial Statements have been prepared in accordance with GAAP, subject to normal and recurring year-end adjustmentsand the absence of notes.  The Project Company Financial  Statements fairly present in all material  respects the financialcondition  of  the  Project  Company  as  of  the  respective  dates  they  were  prepared  and  the  results  of  the  operations  of  theProject Company for the periods indicated.

Section 4.6 Indebtedness; Absence of Undisclosed Liabilities .    The  Project  Company  has  noIndebtedness other than liabilities as referred to in the immediate

18 

 succeeding  sentence.    Except  for  those  matters  otherwise  the  subject  of  Seller’s  other  representations  and  warrantiesprovided  herein,  since  September  30,  2018,  the  Project  Company has  no liabilities  of  a  type  required  to  be  reflected  onfinancial statements and accompanying notes prepared in accordance with GAAP, other than :

(a)  current  liabilities  that  have  been  taken  into  account  in  connection  with  the  computationof Working Capital; and

(b)  liabilities  under  the  Material  Contracts  or  Permits  to  the  extent  attributable  to  the  timeafter Closing.

Section 4.7 No Encumbrances .  As  of  the  Effective  Date,  there  are  no  Encumbrances  other  than  thoselisted on Schedule 4.7 of the Disclosure Schedules (the “ Permitted Encumbrances ”) on the Project or any assets of theProject Company.

Section 4.8 Absence of Certain Changes, Events and Conditions . Except  as  set  forth  on  Schedule4.8 , since September 30, 2018: (a) the Project Company and the Project have operated in the ordinary course of businessin all material respects; and (b) there has not been any event, occurrence or development that has had a Material AdverseEffect and the Project Company has not:

(a)  mortgaged,  pledged  or  subjected  to  any  Encumbrance  (other  than  PermittedEncumbrances) any material assets, whether real, personal, fixed, tangible or intangible;

(b)  entered  into  any  sale,  transfer,  lease  or  other  disposition  of,  or  entered  into  anyagreement for the sale of, or given any Person an option to purchase, all or any part of the Project or other assets of theProject Company other than in the ordinary course of business;

(c)  made  any  change  in  its  Tax  or  accounting  methods,  principles  or  practice  unless  requiredby applicable Law or GAAP;

(d) made any loans, advances or capital contributions to, or investments in, any Person

(e)  modified,  amended  or  allowed  to  terminate  any  Permit,  license  or  regulatoryauthorization;

(f) amended, terminated or waived any material right under any Material Contracts; or

(g) committed or agreed, whether in writing or otherwise, to do any of the foregoing.

Section 4.9 Taxes; Grants .

(a)  The  Project  Company  has  (i)  timely  filed,  or  caused  to  be  timely  filed,  all  Tax  Returnsthat are required to be filed by it, and all such Tax Returns are true, complete and correct in all material respects; and (ii)paid or caused to be paid all Taxes required to be paid by

19 

 it (whether or not shown on any Tax Return) . Correct and complete copies of all sales and property Tax Returns filedby or with respect to the Project Company for the 2015 through 2017 taxable years have been made available to Buyerin the Data Room.

(b)  All  Taxes  that  are  required  to  be  withheld  or  collected  by  the  Project  Company  havebeen duly withheld and collected and, to the extent required by applicable Law, have been timely paid to the appropriateGovernmental  Authority  or  properly  deposited  as  required  by  applicable  Law.  There  are  no Encumbrances  for  Taxesupon any assets of the Project Company, except for Encumbrances with respect to Taxes not yet due or delinquent orthat are being contested in good faith and for which, in each case, adequate reserves have been established on the booksand records of the Project Company.

(c)  The  Project  Company  (i)  is  not  a  party  to  any  Tax  sharing,  Tax  allocation,  Taxindemnification  or  similar  agreement  currently  in  force  and  (ii)  has  no  liability  for  the  Taxes  of  any  Person  underTreasury  Regulation  section  1.1502-6  (or  any  similar  provision  of  state,  local  or  non-U.S.  law),  or  as  a  transferee  orsuccessor, by contract or otherwise.

(d)  Except  as  set  forth  in  Schedule  4.9(d)  ,  no  extension  or  waiver  of  any  statute  oflimitations of any jurisdiction regarding the assessment or collection of any Tax has been granted by or with respect tothe Project Company with regard to any matters relating to Taxes. No Governmental Authority has asserted in writing orthreatened in writing to assert any deficiency or assessment, or proposed (formally or informally,  but in either case inwriting) any adjustment for any Taxes against the Project Company that has not been fully resolved. Except as set forthin Schedule 4.9(d ), there are no  audits, examinations, actions, suits, investigations, claims or other proceedings by anyGovernmental  Authority  against  the  Project  Company  pending  or,  to  the  Knowledge  of  Seller  threatened  nor  are  anymaterial  matters  relating  to  Taxes  currently  under  discussion  between  the  Project  Company  and  any  GovernmentalAuthority.  No written notice has been received from a Governmental Authority indicating an intent to open an audit orother review of any Tax Return or Taxes.

(e)  No  elections  have  been  filed  with  the  IRS  to  treat  the  Project  Company  as  an  associationtaxable  as  a  corporation  and,  at  all  times  since  its  formation,  the  Project  Company  has  been  validly  classified  as  adisregarded  entity  for  U.S.  federal  income  tax  purposes  under  Treasury  Regulation  Section  301.7701-2(c)(2)  or301.7701-3. The Project Company is not the successor, whether by merger, conversion, liquidation or otherwise, to anyPerson that at any time was taxable as a corporation for federal income Tax purposes.

(f)  The  PILOT  Agreement  is  in  full  force  and  effect  in  accordance  with  its  terms.    NeitherSeller nor the Project Company have committed any default under or failed to comply with any  obligation under thePILOT Agreement.  Neither Seller nor the Project Company have received any written notice from the City of any suchdefault or noncompliance or any written notice that the City intends to terminate the PILOT Agreement.

(g)  Seller’s  entering  into  this  Agreement  and  the  consummation  of  the  transactionshereunder will not result in any Federal investment tax credit recapture obligation of the Project Company.

20 

 (h)  Neither  Seller  nor  the  Project  Company  have  committed  any  default  under  the  CEFIA

Grant  Agreement  or  failed  to  comply  with  any  obligation  under  the  CEFIA Grant  Agreement.  Neither  Seller  nor  theProject Company have received any written notice from the City of any such default or noncompliance or that the Cityintends to assert any claim thereunder. Seller’s entering into this Agreement and the consummation of the transactionshereunder will not result in any obligation of the Project Company to refund any portion of the CEFIA Grant.

(i) Seller is not a “foreign person” within the meaning of Section 1445 of the Code.

(j)  The  Project  Company  will  not  be  required  to  include  any  item  of  income  in  or  excludeany item of deduction, from, taxable income for any taxable period (or portion thereof) ending after the Closing Date asa result of any:

  (A) Change in method of accounting for a taxable period ending on or prior to the ClosingDate;

  (B) Use of an improper method of accounting for a taxable period ending on or prior to theClosing Date;

  (C) “Closing  Agreement”  as  described  in  Code  Section  7121  (or  any  corresponding  orsimilar provision of state, local, or non U.S. income Tax Law) executed on or prior tothe Closing Date;

  (D) Intercompany  transaction  or  excess  loss  account  described  in  Treasury  Regulationsunder Code Section 1502 (or any corresponding or similar provision of state, local, ornon U.S. income Tax law); or

  (E) Prepaid amount received on or prior to the Closing Date.

(k)  The  representations  and  warranties  set  forth  in  this  Section  4.9  are  the  Seller’s  sole  andexclusive representations and warranties regarding Tax matters.

Section 4.10 Compliance with Laws; Litigation .

(a)  Except  as  set  forth  in  Schedule  4.10(a)  of  the  Disclosure  Schedules,  during  theOwnership Period, (i) Seller has owned, used, operated or leased the Project in compliance with all applicable Laws inall  material  respects,  and  (ii)  the  Leased  Real  Property,  the  Project  and  the  Project  Company  have  been  and  are  incompliance  in  all  material  respects  with  all  applicable  Laws.    No  written  notice  from a  Governmental  Authority  hasbeen received by, and no written request for information, investigation, charge, complaint, Claim, hearing, investigation,warning  letter,  proceeding,  or  demand  by  a  Governmental  Authority  has  been  received  by  or  asserted  against,  orcommenced  or  filed  in  respect  of  or,  to  the  Knowledge  of  Seller,  threatened  against,  Seller  or  the  Project  Companyalleging a violation of any applicable Law with respect to the Leased Real Property, the Project or the Project Company.

21 

 (b)  All  Permits  required  for  the  ownership  and  operation  of  the  Project  by  the  Project

Company in the manner currently owned and operated, are in the name of the Project Company and are valid and in fullforce  and effect.    The Project  Company is  in  compliance  in  all  material  respects  with  the  terms and conditions  of  allsuch Permits and has not received any written notification from any Governmental Authority that the Project or ProjectCompany is in violation of any such Permit or that any such Permit will be terminated.

(c)  Except  as  set  forth  in  Schedule  4.10(c)  of  the  Disclosure  Schedules,  there  are  no,  andduring the Ownership Period there have been no lawsuits, proceedings (including, without limitation, condemnation orrezoning  proceedings),  administrative  investigations,  arbitrations,  other  material  Claims,  or  adverse  GovernmentalOrders pending or, to the Knowledge of Seller, threatened against Seller or the Project Company regarding the Projector the Leased Real Property.

Section 4.11 Leased Real Property; Title to Assets .

(a)  The  Project  Company  does  not  own  or  lease  any  Real  Property  other  than  the  leaseholdinterest in the Leased Property pursuant to the Ground Lease.  Seller has not assigned, transferred, subleased, licensed,or otherwise granted any Person the right to use or occupy the Leased Real Property or any portion thereof, or assigned,mortgaged, deeded in trust, encumbered, or otherwise conveyed any interest in the Leased Real Property.  The ProjectCompany’s  leasehold  interest  is  not  subject  to  any  Encumbrances  other  than  Permitted  Encumbrances.    The  GroundLease is in full  force and effect and is enforceable in accordance with its terms against the Project  Company, and theCity as the lessor under the Ground Lease.  There are no outstanding material defaults under the Ground Lease by theProject Company or to the Knowledge of Seller, defaults by the City.

(b)  The  Project  Company  has  good  and  valid  title  to  all  tangible  personal  property,  fixtures,equipment and other assets reflect in the Project Company Financial Statements.  The Project Company owns or leasesall  assets  that  are  currently  necessary  or  sufficient  to  conduct  the  business  of  the  Project  Company,  including  theoperation of the Project, as currently conducted and operated.

Section 4.12 Material Contracts .

(a)  Schedule  4.12(a)  contains  a  true  and  correct  list  of  the  following  Contracts,  to  which  theProject Company is a party (each a “ Material Contract ”):

(i)  Contracts  for  the  purchase,  exchange,  transmission  or  sale  of  electric  power  inany form, including energy, capacity renewable energy credits;

(ii) Contracts for the purchase of gas supply;

(iii) Interconnection Contracts;

(iv)  any  Contract  which  provides  for  aggregate  future  payments  by  ProjectCompany of more than Twenty Five Thousand Dollars ($25,000) in any one year or can not be terminated upon writtennotice without requiring any penalty or payment;

22 

 (v)  Contracts  under  which  the  Project  Company  has  (A)  granted  a  security  interest

on  any  of  its  assets,  tangible  or  intangible,  which  security  interest  secures  outstanding  Indebtedness,  (B)  created,incurred  or  assumed  any  Indebtedness;  or  (C)  agreements  of  guaranty,  surety  or  similar  obligations  by  the  ProjectCompany;

(vi)  Contracts  that  relate  to  the  acquisition  of  any  business,  stock  or  assets  of  anyother Person or any real property (whether by merger, sale of stock, sale of assets or otherwise);

(vii) Any employment, consulting or collective bargaining Contracts;

(viii) Contacts relating to the ownership, leasing or other use of Real Property.

(ix)  Contracts  with  any  Governmental  Authority  relating  to  the  payment,abatement, reduction or adjustment of any Taxes;

(x)  Contracts  with  any  Person  or  Governmental  Authority  relating  to  any  grants,loans, or financial assistance of any kind regarding the Project;

(xi)  Futures,  swap,  collar,  put,  call,  floor,  cap,  option  or  other  Contracts  that  areintended  to  benefit  from  or  reduce  or  eliminate  the  risk  of  fluctuations  in  interest  rates  or  the  price  of  commodities,including electric power, natural gas or securities,

(xii)  Contracts  that  limit  the  Project  Company’s  freedom  to  compete  in  any  line  ofbusiness or in any geographic area;

(xiii) Partnership, joint venture or limited liability company agreements;

(xiv)  Contracts  involving  the  acquisition,  use  or  licensing  of  Intellectual  Propertyof any kind;

(xv)  Contracts  relating  to  any  Membership  Interests  or  rights  in  connection  withany voting or other similar agreements;

(xvi)  Contracts  that  relate  to  material  operations,  maintenance  or  other  servicingof the Project;

(xvii)  Contracts,  not  already  set  forth  in  this  Section  4.12(a)  ,  that  the  defaultunder or termination of would be reasonably likely to materially and adversely affect the Project Company; and

(xviii) Any amendment, supplement or modification in respect of the foregoing.

(b)  Seller  has  delivered  or  made  available  to  Buyer  for  inspection  a  true,  complete  andcorrect copy of each of the Material Contracts.

23 

 (c)  Each  Material  Contract  (i)  is  a  legal,  valid  and  binding  obligation  of  the  Project

Company and , to the Knowledge of Seller, the other parties thereto, and (ii) is in full force and effect and is enforceableagainst the Project Company and, to the Knowledge of Seller, each other party thereto, in accordance with its terms.

(d)  Except  as  set  forth  in  Schedule  4.12(d)  of  the  Disclosure  Schedules,  there  is  not  anymaterial  default  or  violation  under,  or  repudiation,  waiver  or  release  of  any provision  of  or  right  under,  any MaterialContract  by  the  Project  Company,  or  to  the  Knowledge  of  Seller,  by  any  other  party  thereto.    Neither  Seller  nor  theProject  Company  have  received  any  written  notice  of  modification,  termination,  cancellation  or  non-renewal  withrespect  to  any  Material  Contract  or  any  intention  of  any  other  party  to  a  Material  Contract  to  do  so,  and,  to  theKnowledge of Seller, no other party to a Material Contract plans to modify, terminate, cancel or not renew such MaterialContract.    The Project  Company as  not  waived any material  right  under  any Material  Contract  during the  OwnershipPeriod.

Section 4.13 Environmental Matters .

(a)  Except  as  set  forth  in  Schedule  4.13  of  the  Disclosure  Schedules,  the  Project,  the  LeasedReal  Property  and  the  Project  Company  are  currently  in  compliance  in  all  material  respects  with  all  applicableEnvironmental Laws.  During the Ownership Period, neither Seller nor the Project Company have received any writtenrequest for information from any Governmental Authority regarding, or been notified in writing by any GovernmentalAuthority that they are a potentially responsible party for, any remedial obligations or any alleged compliance violationsunder any Environmental Law relating to the Project or the Leased Real Property.

(b)  During  the  Ownership  Period  (i)  neither  Seller  nor  the  Project  Company  have  used,treated,  stored,  disposed of,  or  caused a  Release  of  any Hazardous  Materials  on,  under,  at,  or  from the  Project  or  theLeased Real  Property in material  violation of  any applicable Environmental  Law, and (ii)  with respect  to the Project,neither Seller nor the Project Company have entered into or agreed to any consent decree or order, and are not subject toany  outstanding  judgment,  decree,  or  judicial  order  relating  to  alleged  violations  of  any  Environmental  Law  orinvestigation or cleanup of Hazardous Materials under any Environmental Law.

(c)  There  are  no  Claims  pending  or  to  the  Knowledge  of  Seller,  threatened  against  Seller  orthe  Project  Company  with  respect  to  the  Project  or  the  Leased  Real  Property  before  any  Governmental  Authorityregarding any alleged violations of any Environmental Law.

Section 4.14 Brokers .  Neither  Seller  nor  the  Project  Company  nor  any  Person  acting  on  either  of  theirbehalf has paid or become obligated to pay any fee or commission to any broker, finder or intermediary for or on accountof the transactions contemplated by this Agreement.

Section 4.15 Employees; Employee Benefit Matters .

(a)  The  Project  Company  does  not  employ  and,  during  the  Ownership  Period,  has  neveremployed any employees.

24 

 (b)  The  Project  Company  does  not  have  any  Employee  Benefit  Plans  and,  during  the

Ownership Period, has never had any Employee Benefit Plans.

Section 4.16 Intellectual Property .

(a)  The  Project  Company  owns,  licenses,  leases  or  otherwise  holds  the  rights  to  use  allIntellectual Property that is material to the operation of its business.  The Project Company has not received any writtennotice asserting that it is violating or infringing upon the Intellectual Property of any Person.

(b)  During  the  term  of  the  IP  Escrow  Agreement,  Seller  has  not  had  distributed  to  it  any  ofthe  Intellectual  Property  assets  or  other  assets  that  have  been  held  in  escrow  by  the  IP  Escrow  Agent  under  the  IPEscrow Agreement.

Section 4.17 Insurance .  Schedule  4.17  of  the  Disclosure  Schedules  lists  all  insurance  policies  currentlymaintained by the Project Company or its Affiliates with respect to the Project.  All such insurance policies are in full forceand  effect  and  all  premiums  due  on  such  insurance  policies  have  been  paid.    No  written  notice  has  been  received  ofcancellation of any such insurance policy and there is no material claim pending or as to which coverage has been deniedor disputed under any such insurance policy.

Section 4.18 Bank Accounts .      Schedule  4.18  of  the  Disclosure  Schedules  sets  forth  an  accurate  andcomplete  list  of  the  names  and  applicable  contact  personnel  of  all  banks  and  other  financial  institutions  at  which  theProject Company maintains bank accounts of any nature or safe deposit boxes.

Section 4.19 Books and Records .    The  books  and  records  of  the  Project  Company  are  true  andcomplete in all material respects and have been maintained in accordance with standard business practices.

Section 4.20 Regulatory Matters .    The  Project:  (a)  is  an  “exempt  wholesale  generator”  as  such  term  isdefined  in  the  Public  Utility  Holding  Company  Act  of  2005,  18  C.F.R.  §  366.1  and  pursuant  to  the  Project’s  self-certification  in  FERC  Docket  EG13-31-000,  and  (b)  has  “market-based  rate  authority”  pursuant  to  Section  205  of  theFederal  Power  Act  and  the  Project’s  application  and  FERC’s  order  in  Docket  ER13-1403-001.    To  the  Knowledge  ofSeller there are no facts that are reasonably likely to cause the Project to lose such status.  Neither the Seller nor the ProjectCompany has received any written notice from any Governmental Authority indicating that such status may be terminated.

Section 4.21 Solvency .  Seller  is  financially  solvent,  able  to  pay  its  debts  as  they  mature,  and  has  noknowledge of circumstances that  would materially  impact the ability of it  to pay amounts if  and when they become duepursuant  to  this  Agreement  or  that  would  otherwise  materially  impact  its  ability  to  perform  its  obligations  under  thisAgreement.

Section 4.22 Disclosure .    No  representation  or  warranty  by  Seller  contained  in  this  Agreement  containsany untrue statement of a material fact or omits to state any material fact required to make the statements contained hereinor therein not misleading (it being understood that in the case of projections, such projections are based on estimates

25 

 that were reasonable as of the date of such projections) which would have a Material Adverse Effect.

Section 4.23 No Other Representations and Warranties .    Except  for  the  representations  andwarranties  contained  in  this  Article  IV  (including  the  related  portions  of  the  Schedules),  none  of  Seller,  the  ProjectCompany, or any other Person has made or makes any other express or implied representation or warranty, either writtenor oral, on behalf of Seller or the Project Company.

ARTICLE V

REPRESENTATIONS AND WARRANTIES OF BUYER

Buyer hereby represents and warrants to Seller that the statements contained in this Article V are true and correctas of the date hereof and as of the Closing Date:

Section 5.1 Organization of Buyer .    Buyer  is  a  limited  liability  company  duly  organized,  validlyexisting and in good standing under the Laws of the State of Delaware.    Buyer has full  legal  right,  power and authoritynecessary to carry on its business as it is now being conducted.

Section 5.2 Authority of Buyer; Conflicts; Consents .

(a)  Buyer  has  the  full  legal  right,  power  and  authority  to  execute,  deliver  and  perform  thisAgreement and each of the Buyer Ancillary Agreements to which it is a party.  The execution, delivery and performanceby Buyer  of  this  Agreement  and the Buyer  Ancillary  Agreements  to which it  is  a  party and the consummation of  thetransactions contemplated hereby and thereby by Buyer have been duly and validly authorized by all requisite corporateaction  on  the  part  of  Buyer.    This  Agreement  has  been  duly  authorized,  executed  and  delivered  by  Buyer  and  is(assuming  the  valid  authorization,  execution  and  delivery  of  this  Agreement  by  Seller)  the  legal,  valid  and  bindingobligation of Buyer, enforceable in accordance with its terms, and each of the Buyer Ancillary Agreements to which it isa party, upon execution and delivery by Buyer, are (assuming the valid authorization, execution and delivery by Seller,where Seller is a party, or the other party or parties thereto) a legal, valid and binding obligation of Buyer enforceable inaccordance with its terms, in each case subject to bankruptcy, insolvency, reorganization, moratorium and similar Lawsof general application relating to or affecting creditors’ rights and to general equity principles.

(b)  None  of  the  execution  and  delivery  by  Buyer  of  this  Agreement  or  any  of  the  BuyerAncillary Agreements, the consummation by Buyer of any of the transactions contemplated hereby or thereby, nor thecompliance by Buyer with, or fulfillment by Buyer of, the terms, conditions and provisions hereof or thereof (i) conflictwith, result in an event creating rights of acceleration, termination, amendment or cancellation, result in a loss of rightsor  benefits  under  or  constitute  or  result  in  a  violation  of,  breach  of,  default  under  (1)  the  Articles  of  Organization  orother organizational document of Buyer, (2) any Contract to which Buyer is a party or by which Buyer is bound, (3) anyGovernmental Order to which Buyer is a party or by which Buyer is bound or (4) any Laws applicable to Buyer, in anymaterial respects; or (ii) except as set forth in Schedule

26 

 5.2(b)(ii) of the Disclosure Schedules, require the consent, approval, authorization or act of, or the making by Buyer ofany  declaration,  filing,  notice  or  registration  with,  any  Person  (including,  without  limitation,  any  GovernmentalAuthority) that has not been obtained.

Section 5.3 No Violation, Litigation or Regulatory Action .    There  are  no  lawsuits,  Claims,  suits,proceedings,  investigations  or  Governmental  Orders  pending  or,  to  the  knowledge  of  Buyer,  threatened  against  Buyerwhich are reasonably expected to materially impair the ability of Buyer to perform its obligations hereunder or prevent theconsummation of any of the transactions contemplated hereby.

Section 5.4 No Brokers .    Neither  Buyer  nor  any  Person  acting  on  its  behalf  has  paid  or  becomeobligated  to  pay  any  fee  or  commission  to  any  broker,  finder  or  intermediary  for  or  on  account  of  the  transactionscontemplated by this Agreement.

Section 5.5 Independent Investigation; Investment .    Buyer  acknowledges  and  agrees  that:  (a)  inmaking  its  decision  to  enter  into  this  Agreement  and  to  consummate  the  transactions  contemplated  hereby,  Buyer  hasrelied solely upon its own investigation obtained as a result of Buyer Guarantor’s being the “Operator” under the ServicesAgreement,  Buyer’s  review of  materials  in  the  Data  Room,  and the  express  representations  and warranties  of  Seller  setforth in Article IV of this Agreement (including the related portions of the Schedules); and (b) none of Seller, the ProjectCompany  or  any  other  Person  has  made  any  representation  or  warranty  as  to  Seller,  the  Project  Company  or  thisAgreement, except as expressly set forth in Article IV of this Agreement (including the related portions of the DisclosureSchedules).    Buyer  is  acquiring  the  Membership  Interests  for  its  own account  and not  with  a  view to  distribution,  is  an“accredited  investor”  as such term is  defined in Rule 501(a)  under  the Securities  Act,  and has sufficient  knowledge andexperience  in  financial  and  business  matters  so  as  to  be  able  to  evaluate  the  risk  of  an  investment  in  the  MembershipInterests and is able financially to bear the economic risks thereof.

Section 5.6 Buyer Guaranty .    The  Buyer  Guaranty  is  a  legal,  valid  and  binding  obligation  of  the  BuyerGuarantor.  Buyer represents and warrants that all funds paid to the Seller shall not have been derived from, or constitute,either  directly  or  indirectly,  the  proceeds  of  any  criminal  activity  under  the  anti-money  laundering  laws  of  the  UnitedStates.

ARTICLE VI

COVENANTS OF BUYER AND SELLER

The Parties hereto covenant and agree to take the following actions:

Section 6.1 Conduct of Business .    From  the  Effective  Date  to  the  earlier  of  the  termination  of  thisAgreement or the Closing, except as otherwise consented to by Buyer in writing, which consent shall not be unreasonablywithheld, conditioned, or delayed, Seller shall cause the Project Company to, and the Project Company shall, conduct itsbusiness  in  the  ordinary  course  (including  (i)  keeping  in  full  force  and  effect  its  legal  existence,  and  (ii)  using  itsreasonable efforts to preserve its relationships with contractors,

27 

 customers, or suppliers).  Except as required or permitted by this Agreement, as may be required by any Material Contract,applicable Law, any Governmental Authority or any Permit, as may be prudent under Prudent Industry Practices, or as setforth on Schedule 6.1 , from the Effective Date until the earlier of Closing or the termination of this Agreement, the ProjectCompany shall not (and Seller shall not permit the Project Company to), and shall not without the prior written consent ofBuyer:

(a)  enter  into  any  Material  Contract  or  modify  or  amend  in  any  material  respect,  orterminate, or assign or waive any right under any Material Contract to which the Project Company is a party, other thanin  the  ordinary  course  of  business;  provided, however ,  that  the  Project  Company  may,  without  Buyer’s  consent,terminate any Contract between the Project Company and Seller or any Affiliate of Seller;

(b)  declare,  set  aside  or  pay  any  distributions  (other  than  distributions  of  cash),  or  split,combine or reclassify the Membership Interests or issue or authorize the issuance of any other securities in respect of, inlieu of or in substitution for the Membership Interests;

(c)  issue,  grant,  deliver,  transfer  or  sell  or  authorize  or  propose  the  issuance,  grant,  delivery,transfer or sale of, or purchase, redeem or otherwise acquire or propose the purchase, redemption or acquisition of, anyMembership Interests or other equity or ownership interests in the Project Company or options, warrants, calls, rights,exchangeable  or  convertible  securities,  commitments  or  agreements  of  any  character,  written  or  oral,  obligating  theProject Company to issue, deliver, sell, repurchase, redeem or otherwise acquire, or cause to be issued, delivered, sold,repurchased,  redeemed or  otherwise  acquired,  any Membership  Interests  or  other  equity  or  ownership  interests  in  theProject Company;

(d)  cause  or  permit  any  amendments  or  restatements  to  the  Organizational  Documents  of  theProject Company;

(e)  acquire  or  agree  to  acquire  by  merging  or  consolidating  with,  or  by  purchasingsubstantially all of the assets or equity securities of any business or any Person or other business organization or divisionthereof;

(f)  sell,  assign,  transfer,  lease,  license,  Encumber,  or  otherwise  dispose  of  any  of  its  materialassets, other than in the ordinary course of business;

(g)  create,  incur,  assume  or  guarantee  any  Indebtedness  or  issue  or  sell  any  debt  securities  ofthe Project Company or guarantee any debt securities of others, other than in the ordinary course of business;

(h)  except  as  required  by  GAAP,  make  any  change  in  tax  principles  or  tax  elections,accounting principles or the methods by which such principles are applied for financial accounting purposes;

(i) make any loans, advances, capital contributions to, or investments in any Person;

28 

 (j) modify, amend or allow to terminate any Permit, license or regulatory authorization; or

(k)  enter  into  any  agreement  or  otherwise  commit  to  take  any  actions  described  in  theforegoing clauses.

Section 6.2 Change of Project Company Name .    In  no  event  shall  Buyer  be  entitled  to  use  the  name“Dominion” in the conduct of the Project  Company’s business following Closing.  Without limiting the generality of theforegoing, within ten (10) Business Days following the Closing Date, Buyer shall change the name of the Project Companyto a name that does not include the word “Dominion.” Promptly after such name changes, the Buyer shall deliver evidencethereof to Seller.

Section 6.3 Site Access and Correspondence .    From  the  Effective  Date  to  the  earlier  of  the  terminationof this Agreement or the Closing and subject to legal or regulatory requirements, Seller shall cooperate in good faith: (i) toprovide reasonable access by Buyer and its representatives, at reasonable times and upon reasonable notice (but in no eventless than five (5) Business Days prior written notice) during normal business hours, to the Project and the properties, booksand  records  of  the  Project  Company,  but  only  to  the  extent  that  such  access  does  not  unreasonably  interfere  with  thebusiness  of  Seller  or  any  of  its  Affiliates,  provided ,  however ,  that  Seller  shall  have  the  right  to  (A)  have  a  Sellerrepresentative(s) present with Buyer and its representatives at all times that Buyer and its representatives are on any suchproperties,  and  (B)  impose  reasonable  restrictions  and  requirements  on  such  access  as  necessary  for  safety  and  securitypurposes; and (ii) to furnish financial and operating data and other information reasonably requested by Buyer with respectto  the  Project.  Promptly  upon  completion  of  any  such  access  by  Buyer  and  its  representatives,  Buyer  shall  repair  anydamage caused by Buyer or its representatives, or indemnify and hold harmless Seller and any of its Affiliates for the samecaused  by  Buyer  or  its  representatives  during  such  access,  including  any  property  damage  or  personal  injury.Notwithstanding anything herein to the contrary, Seller shall not be required to (i) take any action that would constitute awaiver of the attorney-client privilege, or (ii) furnish any information that Seller or any of its Affiliates are under a legalobligation  not  to  disclose;  provided ,  however ,  that  Seller  shall  notify  Buyer  of  such  inability  to  so  supply  suchinformation and reasonable detail as to the nature of the information withheld. All information furnished by or on behalf ofSeller hereunder shall be subject to the terms of the Confidentiality Agreement dated as of May 14, 2018, between Sellerand Buyer (the “ Confidentiality Agreement ”).  For the avoidance of doubt, the provisions of this Section 6.3 shall not beconstrued to limit any rights or access that FCE currently has to the Project or books and records of the Project Companypursuant  to  the Services  Agreement  and,  in  the  event  of  any conflict  between the  provisions  of  this Section 6.3 and theServices Agreement, the provisions of the Services Agreement shall control.

Section 6.4 Supplement to Disclosure Schedules .    Seller  may  deliver  to  Buyer  no  later  than  three  (3)Business  Days  prior  to  the  Closing  Date  a  supplement  to  the  Disclosure  Schedules  set  forth  in  Article  IV  containingchanges to such schedules required to reflect events since, or facts discovered by, Seller after the date hereof, in either casethe absence of which would cause any of Seller’s representations and warranties contained in

29 

 this Agreement not to be true and correct (a “ Disclosure Schedule Update ”).  If, with respect to any Disclosure ScheduleUpdate, Buyer has the right to terminate this Agreement pursuant to Section 9.1(b) as a result of the information containedin  such  Disclosure  Schedule  Update  and  Buyer  does  not  exercise  such  right  within  five  (5)  Business  Days  after  Buyerreceives  such  Disclosure  Schedule  Update,  such  Disclosure  Schedule  Update  shall  be  deemed  to  have  amended  theappropriate schedule as of the date hereof, to have qualified the representations and warranties contained in this Agreementas  of  the  date  hereof  and  to  have  cured  any  misrepresentation  or  breach  of  warranty  that  otherwise  might  have  existedhereunder by reason of the existence of such matter for the purposes of Section 7.1(a)(i) and Seller’s obligations pursuantto Article VII or the Buyer Group Members’ right to indemnification pursuant to Article VII .  If, in connection with anyDisclosure  Schedule  Update,  Buyer  does  not  have  the  right  to  terminate  this  Agreement  pursuant  to Section 9.1(b) as aresult of the information contained in such Disclosure Schedule Update and such Disclosure Schedule Update is not relatedto (x) items for which Buyer has provided its consent pursuant to Section 6.1 , or (y) items required to be performed bySeller  or  its  Affiliates  pursuant  to  this  Agreement  or  the  transactions  contemplated  hereby,  such  Disclosure  ScheduleUpdate shall not qualify any of the representations for the purpose of determining Seller’s obligations pursuant to ArticleVII or  the  Buyer  Group Members’  right  to  indemnification  pursuant  to Article VII relating  to  any  Disclosure  ScheduleUpdate, and, if Closing occurs, the Buyer Group Members shall have the right to bring any indemnification claim arisingfrom the Disclosure Schedule Update against Seller.  Notwithstanding the foregoing, the provisions of this Section 6.4 donot  constitute  a  waiver  by  Buyer  of  the  right  to  terminate  this  Agreement  pursuant  to Section  9.1(b)  as  a  result  of  theinformation contained in such Disclosure Schedule Update.  

Section 6.5 Consents of Third Parties; Governmental Approvals; Consummation of Transactions.

(a)  From  the  Effective  Date  to  the  earlier  of  the  termination  of  this  Agreement  or  theClosing, Buyer and Seller shall use commercially reasonable efforts and act diligently and reasonably and cooperatively,to secure any consents and approvals of any Governmental Authority or any Person required to be obtained in order topermit the consummation of the transactions contemplated by this Agreement,  including the Seller Required Consentsand the Buyer  Required  Consents.    Any costs  and Expenses  incurred for  obtaining such consents  shall  be borne fiftypercent (50%) by Seller and fifty percent (50%) by Buyer.

(b)  As  promptly  as  practicable,  but  in  no  event  later  than  ten  (10)  days  after  the  EffectiveDate,  Buyer and/or Seller,  as is required by applicable Law, shall  file with the FERC (and if requested by such filingParty, the other Party shall reasonably support) and if applicable, Buyer and Seller shall jointly file with the FERC, thefilings, applications, registrations, consents and authorizations required by FERC listed on Schedules 4.3(b) and 5.2(b)(ii) (the “ FERC Approvals ”). The Parties shall cooperate diligently and in good faith with each other in the preparationof  such  filings,  applications,  registrations,  consents  and  authorizations  and  efforts  to  obtain  the  FERC Approvals.  Aspromptly as reasonably practicable prior to submitting any such filing, application, registration, consent or authorizationcontemplated by this Section 6.5(b) , the submitting Party shall provide a draft of such filing, application, registration,consent or authorization to the other Party for review and comment and the submitting Party shall diligently

30 

 and in good faith consider any revisions reasonably requested by the reviewing Party. Each Party shall be responsiblefor  its  own  costs  of  preparing,  reviewing  and  filing  with  FERC  its  respective  filings,  applications,  registrations,consents, authorizations, responses and any petition for rehearing or any reapplication.

(c)  From  the  Effective  Date  to  the  earlier  of  the  termination  of  this  Agreement  or  theClosing,  each  Party  shall  (i)  as  promptly  as  is  reasonably  practicable,  use  commercially  reasonable  efforts  and  actdiligently and reasonably and cooperatively to cause the satisfaction of the conditions listed in Section 3.4 that are theresponsibility of such Party, including making any of the required filings or consents within thirty (30) days of the datehereof,  and  (ii)  coordinate  and  cooperate  with  the  other  Party  in  providing  such  information  and  supplying  suchassistance  as  may  be  reasonably  requested  by  such  other  Party  in  connection  with  the  foregoing.    Each  Party  shallreasonably cooperate with the other Party in seeking to obtain all such authorizations, consents, orders and approvals,giving such notices, and making such filings as promptly as reasonably practicable, and each Party shall keep the otherapprised  in  a  prompt  manner  of  the  status  and  substance  of  any  communications  with,  and  inquiries  or  requests  forinformation from any Governmental Authority in connection with the transactions contemplated by this Agreement or inconnection with the Project.

Section 6.6 Casualty .  If,  before  Closing,  all  or  any  portion  of  any  of  the  Project  is  damaged  or  destroyedby  fire,  flooding  or  other  casualty  event,  except  as  a  result  of  any  breach  by  Buyer  Guarantor  of  any  of  its  obligationsunder the Service Agreement  or by Buyer in connection with its  site access rights pursuant  to Section 6.3 (a “ CasualtyEvent ”), Seller shall notify Buyer promptly in writing of such fact.  As soon as practicable following the Casualty Event,Buyer and Seller will obtain a detailed written estimate from an independent third party appraiser mutually acceptable toBuyer  and  Seller  setting  forth  the  estimated  amount  required  to  repair,  replace  or  restore  the  Project  to  a  conditionreasonably comparable to its prior condition (such amount, as determined by the independent third party appraiser,  the “Casualty Cost ”).  If the Casualty Cost for such Casualty Event is equal to or less than two percent (2%) of the PurchasePrice, this Agreement shall remain in full force and effect, no failure of a condition to Closing shall be deemed to exist byvirtue of such event(s), and the Purchase Price shall remain unchanged provided that any insurance proceeds received bySeller  or  any  Affiliate  thereof  including  the  Project  Company  shall  be  paid  to  Buyer  at  the  Closing  for  Buyer.    If  theCasualty  Costs  are  in excess  of  twenty percent  (20%) of  the Purchase Price,  then each of  Buyer  and Seller  may,  withinthirty (30) days following the calculation of the Casualty Cost elect, at its option and by written notice to the other Party, toterminate this Agreement.  If the Casualty Costs are in excess of two percent (2%) but equal to or less than twenty percent(20%), or if the Casualty Costs are in excess of twenty percent (20%) but neither Party elects to terminate this Agreement,the Parties  shall  proceed with the transactions  contemplated by this  Agreement  (and Seller  shall  not  be deemed to be inbreach of this Agreement as a result of such Casualty Event) and the Purchase Price will be reduced by the full amount ofthe  Casualty  Cost.    Notwithstanding  the  foregoing,  if  any  Casualty  Event  results  in  the  termination  of  the  SEPA or  theGround Lease, or a right of any third party to terminate any such agreement (that is not waived by such third party), then,notwithstanding the amount of the Casualty Cost, Buyer shall have the right to terminate this Agreement by provision ofwritten notice to Seller.

31 

 Section 6.7 Services Agreement Termination and Release .    Simultaneously  or  immediately  prior  to

Closing, Seller (and applicable Affiliates) and FCE shall enter into an agreement pursuant to which such parties agree that,pursuant to the Services Agreement: (a) neither Seller (nor any of its Affiliates) has any further obligations, monetary orotherwise,  to  FCE including  for  the  payment  of  any Service  Fee  (as  defined  therein)  or  other  fees;  and (b)  FCE has  nofurther obligation to make any payments to Seller (or any of its Affiliates) attributable to any Performance Guarantees (asdefined therein) or otherwise and no claims will be made pursuant to the Energy Production Insurance policy (as referredto therein).  The Parties agree that if the Closing does not occur prior to January 1, 2019, any payments due by Seller (orany  of  its  Affiliates)  to  FCE  and  any  Performance  Guarantee  due  by  FCE  to  Seller  (or  any  of  its  Affiliates)  under  theServices  Agreement  will  not  be  due  until  January  30,  2019,  and  if  Closing  occurs  prior  to  January  30,  2019,  all  suchpayments shall be waived.

Section 6.8 Mutual Release .    Immediately  after  Closing,  each  of  Seller  and  the  Project  Company  shallexecute and deliver their respective counterpart signature pages to the Mutual Release.

Section 6.9 Transaction Financing .    Buyer  shall  use  commercially  reasonable  efforts  to  arrange  theTransaction  Financing  on  terms  that  are  consistent  with  financings  for  the  acquisition  of  entities  such  as  the  ProjectCompany and as a nonrecourse project financing.  Buyer shall promptly inform Seller of the status of its efforts to obtainthe Transaction Financing and shall promptly respond to Seller’s reasonable requests for information on the status of suchefforts as well as the targeted financing parties.  Buyer acknowledges that time is of the essence with respect to its effortsto obtain Transaction Financing.

Section 6.10 IP Escrow .  To  the  extent  requested  by  Buyer,  Seller  (or  its  Affiliates)  shall  execute  anyinstruction letters to the IP Escrow Agent that are necessary in order for Buyer to terminate the IP Escrow Agreement.

ARTICLE VII

INDEMNIFICATION

Section 7.1 Indemnification by Seller .

(a)  Seller  agrees  to  indemnify,  defend  and  hold  harmless  each  Buyer  Group  Member  fromand against any and all Losses and Expenses of such Buyer Group Member arising out of or resulting from:

(i)  any  breach  of  any  representation  or  warranty  of  Seller  contained  in  thisAgreement;

(ii)  any  breach  by  Seller  of,  or  failure  by  Seller  to  perform,  any  of  their  covenants,agreements or obligations contained in this Agreement; and

32 

 (iii)  any  liability  for  Pre-Closing  Taxes  or  other  amounts  for  which  Seller  is

required to pay pursuant to Article VIII , except to the extent that such Taxes were included in the Working Capital andreduced the Purchase Price;

provided, however , that Seller shall not be required to indemnify, defend and hold harmless under Section 7.1(a)(i)(excluding breaches of any representation or warranty in Sections 4.1 , 4.2 , 4.3(a) and 4.9) with respect to Losses andExpenses  incurred  by  Buyer  Group  Members  until  the  amount  of  Losses  and  Expenses  suffered  by  Buyer  GroupMembers  in  the  aggregate  exceed  Two  Hundred  Fifty  Thousand  Dollars  ($250,000)  (the  “  Basket  ”)  (it  beingunderstand  that  the  Basket  shall  be  a  deductible  for  which  Seller  shall  bear  no  indemnification  responsibility,  andSeller shall be obligated to indemnify Buyer Group Members only to the extent such Losses and Expenses exceed theBasket); provided further ,  that the aggregate amount required to be paid by Seller pursuant to (x) Section 7.1(a)(i),excluding  breaches  of  any  representation  or  warranty  in  Sections  4.1  ,  4.2  ,  4.3  (a)  and 4.9  (the  “  FundamentalRepresentations ”), shall not exceed Five  Million Four Hundred Ninety Thousand Dollars ($5,490,000),  and (y) inno event shall the aggregate amount required to be paid by Seller pursuant to this Section 7.1(a) exceed the PurchasePrice; provided further , that no limitation under this Section 7.1(a) shall apply with regard to any Losses or Expensesrelated to any fraud or knowing or willful misrepresentation.

(b)  The  indemnification  provided  for  in  Section  7.1(a)(ii)  ,  (i)  for  covenants,  agreements  orobligations to be performed or complied with prior to Closing shall survive for a period of fifteen (15) months followingthe Closing Date, and (ii) for covenants, agreements or obligations that by their terms are to be performed or compliedwith following the Closing shall survive for a period of three (3) months after their expiration in accordance with theirterms. The indemnification provided for in Section 7.1(a)(i) shall terminate fifteen (15) months after the Effective Date(and  no  claims  shall  be  made  or  asserted  by  any  Buyer  Group  Member  under  Section  7.1(a)(i)  thereafter);  theindemnification by Seller shall continue as to:

(i)  The  Fundamental  Representations  (other  than  representations  and  warrantiesunder Section 4.9 ), which shall survive indefinitely, and

(ii)  The  indemnity  for  Section  4.9  and  Section  7.1(a)(iii)  shall  survive  for  ninety(90) days following the relevant statute of limitations;

(c)  No  Buyer  Group  Member  may  seek  indemnification  hereunder  for  any  Loss  or  Expensethat is as a result of a breach by Buyer Guarantor of any of its obligations under the Service Agreement.

(d)  Seller’s  obligations  for  any  Losses  or  Expenses  of  which  any  Buyer  Group  Member  hasvalidly given a Claim Notice to Seller in accordance with the requirements of Section 7.3 on or prior to the date suchindemnification would otherwise terminate in accordance with this Section 7.1 , shall continue solely with respect to thespecific matters in such Claim Notice until the liability of Seller shall have been determined pursuant to this Article VII, and Seller shall have reimbursed all Buyer Group Members for the full amount of such Losses and Expenses that arepayable with respect to such Claim Notice in accordance with this Article VII .

33 

 (e)  The  Buyer  Group  Members’  indemnification  right  for  a  breach  of  Seller’s  obligation  to

supplement the Disclosure Schedules pursuant to Section 6.4 shall be limited to any recovery for the relevant breach ofrepresentation  or  warranty,  to  include  the  limitations  of  this  Section  7.1  with  respect  to  the  applicable  breach  ofrepresentation or warranty.

(f)  For  the  avoidance  of  doubt,  solely  for  purposes  of  determining  the  amount  of  any  Lossesand Expenses related thereto, each representation, warranty, covenant and agreement made by Seller shall be consideredwithout regard to any materiality qualification (including terms such as “material” or Material Adverse Effect) set forththerein.

(g)  Seller’s  reimbursement  obligations  with  respect  to  any  indemnifiable  Loss  or  Expenseshall be subject to the limitations of this Article VII and Section 10.11 ( Limitation of Liability) and limited to (i) Lossesthat are actually incurred or accrued and paid or (ii) Expenses that are actually incurred or accrued and paid.

(h)  Buyer  and  Seller  agree  that  Seller  may,  without  limitation,  seek  payment  forindemnification of any Losses or Expenses pursuant to this Section 7.1 from the Buyer Guaranty, without first seekingpayment from Buyer.

Section 7.2 Indemnification by Buyer .

(a)  Buyer  agrees  to  indemnify,  defend  and  hold  harmless  each  Seller  Group  Member  fromand against  any and all  Losses and Expenses  suffered,  accrued or  incurred by such Seller  Group Member relating to,arising out of or resulting from:

(i)  any  breach  of  any  representation  or  warranty  of  Buyer  contained  or  referred  toin this Agreement;

(ii)  any  breach  by  Buyer  of,  or  failure  by  Buyer  to  perform,  any  of  its  covenants,agreements or obligations contained in this Agreement; and

(iii)  any  liability  for  post-Closing  Taxes  or  other  amounts  for  which  Buyer  isrequired to pay pursuant to Article VIII ;

provided, however ,  that  the  aggregate  amount  required  to  be  paid  by  Buyer  pursuant  (x)  to  Section  7.2(a)(i)(excluding breaches of any representation or warranty in Sections 5.1 and 5.2(a) ) shall not exceed Five Million FourHundred Ninety Thousand Dollars ($5,490,000), and (y) in no event shall the aggregate amount required to be paidby Buyer pursuant to Section 7.2(a) exceed the Purchase Price; provided further , that no limitation under this Section7.2(a) shall apply with regard to any Losses or Expenses related to any fraud or knowing or willful misrepresentationor to Buyer’s obligation to pay the Purchase Price as required herein.

(b)  The  indemnification  provided  for  in  Section  7.2(a)(ii)  ,  (i)  for  covenants,  agreements  orobligations to be performed or complied with prior to Closing shall survive for a period of fifteen (15) months followingthe Closing Date, and (ii) for covenants, agreements or obligations that by their terms are to be performed or compliedwith following the Closing shall survive for a period of three (3) months after their expiration in accordance with theirterms.  The

34 

 indemnification provided for  in Section 7.2(a)(i) shall  terminate fifteen (15) months after  the  Effective  Date  (and  noclaims shall be made by any Seller Group Member under Section 7.2(a)(i) thereafter), except that the indemnification byBuyer shall continue as to the representations and warranties set forth in Sections 5.1 , and 5 .2(a) , which shall surviveindefinitely .

(c)  The  right  of  any  Seller  Group  Member  to  indemnification,  reimbursement  or  otherremedy under this  Agreement  shall  not  be affected by any investigation conducted with respect  to,  or  any knowledgeacquired  (or  capable  of  being  acquired)  at  any  time,  whether  before  or  after  the  execution  and  delivery  of  thisAgreement, with respect to the accuracy or inaccuracy of or compliance with any representation, warranty, covenant orobligation contained in this Agreement.

(d)  Buyer’s  obligations  for  any  Losses  or  Expenses  of  which  any  Seller  Group  Member  hasvalidly given a Claim Notice to Buyer in accordance with the requirements of Section 7.3 on or prior to the date suchindemnification would otherwise terminate in accordance with this Section 7.2 , shall continue solely with respect to thespecific matters in such Claim Notice until the liability of Buyer shall have been determined pursuant to this Article VII, and Buyer shall have reimbursed all Seller Group Members for the full amount of such Losses and Expenses that arepayable with respect to such Claim Notice in accordance with this Article VII .

(e)  Buyer’s  reimbursement  obligations  with  respect  to  any  indemnifiable  Loss  or  Expenseshall be subject to the limitations of this Article VII and Section 10.11 (Limitation of Liability) and limited to (i) Lossesthat are actually incurred or accrued and paid or (ii) Expenses that are actually incurred or accrued and paid.

Section 7.3 Notice of Claims .    Any  Buyer  Group  Member  or  Seller  Group  Member  seekingindemnification hereunder (the “ Indemnified Party ”) shall give promptly to the party obligated to provide indemnificationto such Indemnified Party (the “ Indemnifying Party ”) a notice (a “ Claim Notice ”) describing in reasonable detail  thefacts  giving  rise  to  the  claim for  indemnification  hereunder  and  shall  include  in  such Claim Notice  (if  then  known)  theamount or the method of computation of the amount of such claim, and a reference to the provision of this Agreement orany  other  agreement,  document  or  instrument  executed  hereunder  or  in  connection  herewith  upon  which  such  claim  isbased. Notwithstanding the foregoing, the Indemnified Party shall be entitled to indemnification under this Article VII withrespect  to  any  Claim  for  which  a  Claim  Notice  is  provided  prior  to  the  end  of  the  applicable  survival  period  for  suchClaim.    A  Claim  Notice  in  respect  of  any  action  at  law  or  suit  in  equity  by  or  against  a  third  Person  as  to  whichindemnification will be sought shall be given as provided in Section 7.4 .

Section 7.4 Third Person Claims .

(a)  If  any  claim  or  demand  in  respect  of  which  an  Indemnified  Party  might  seek  indemnityunder this Article VII is asserted against such Indemnified Party by a Person other than a Party hereto or indemnifiedhereby (a “ Third Party Claim ”), the Indemnified Party shall give written notice (the “ Third Party Claim Notice ”) andthe details thereof including an estimate of the claimed Losses (if then estimable) and copies of all relevant pleadings,documents and information to the Indemnifying Party within a period of ten (10) Business Days following the receipt ofnotice

35 

 of the Third Party Claim by the Indemnified Party; provided that the failure to so notify the Indemnifying Party shall notrelieve  the  Indemnifying  Party  of  its  obligations  hereunder  except  to  the  extent  such  failure  shall  have  actuallyprejudiced  the Indemnifying Party.    The Indemnifying Party  shall  have fifteen (15)  days after  its  receipt  of  the ThirdParty Claim Notice (the “ Third Party Claim Response Period ” ), within which to give notice to the Indemnified Party,in writing, either denying its obligations to, or agreeing to fully, indemnify and defend under this Article VII .

(b)  Subject  to  Section  7.4(c)  ,  if  the  Indemnifying  Party  notifies  the  Indemnified  Party  that  itagrees to fully indemnify and defend the Indemnified Party against the Third Party Claim within the Third Party ClaimResponse  Period  then  the  Indemnifying  Party  may  assume  the  conduct  and  control  through  counsel  reasonablyacceptable to the Indemnified Party of the defense of such Third Party Claim and shall at its expense defend such ThirdParty Claim by all appropriate proceedings, which proceedings will be diligently prosecuted to a final conclusion or willbe settled, and shall pay all Losses and Expenses of the Indemnified Party incurred or accrued and paid and resulting orarising from such Third Party Claim; provided , that, unless consented to by the Indemnified Party (which consent shallnot be unreasonably withheld), the Indemnifying Party shall not enter into any settlement that (i) does not fully, finallyand  unconditionally  release  the  Indemnified  Party  from  all  liability  with  respect  to  such  Third  Party  Claims,  or  (ii)requires  a  non‑monetary  commitment  by  the  Indemnified  Party,  including  but  not  limited  to  compliance  with  aninjunction  or  other  equitable  relief.  If  the  Indemnifying  Party  assumes  the  defense  of  such  Third  Party  Claim,  theIndemnifying Party shall be responsible for posting any bonds or other security required in connection with such ThirdParty  Claim.  The  Indemnified  Party  will  reasonably  cooperate  in  such  defense,  including  making  available  to  theIndemnifying  Party  all  records  and documents  within  the Indemnified  Party’s  control  or  that  it  can reasonably  obtainrelating to the Third Party Claim, and all costs or expenses incurred or accrued and paid by the Indemnified Party at therequest  of  the  Indemnifying  Party  shall  be  paid  by  the  Indemnifying  Party  promptly  as  statements  are  received.  AnIndemnified Party, at its expense, may participate in, but not control, any defense or settlement of any Third Party Claimconducted by the Indemnifying Party pursuant to this Section 7.4(b) or take any other actions it reasonably believes tobe necessary or appropriate to protect its interests.

(c)  If  (i)  the  Indemnifying  Party  fails  to  assume  the  defense  of  a  Third  Party  Claim  inaccordance with Section 7.4(b) within the Third Party Claim Response Period, (ii) an Indemnified Party determines ingood faith  that  an  adverse  determination  with  respect  to  the  proceeding giving  rise  to  such claim for  indemnificationwould  be  materially  detrimental  to  or  injure  the  Indemnified  Party’s  reputation  or  future  business  prospects,  (iii)  theclaim for indemnification relates to or arises in connection with any criminal proceeding, action, indictment, allegationor  investigation,  (iv)  the  Third  Party  Claim  seeks  an  injunction  or  equitable  relief  against  the  Indemnified  Party,  (v)under  applicable  standards  of  professional  conduct,  a  conflict  of  interest  on  any  significant  issue  related  to  suchproceeding  exists  between  the  Indemnifying  Party,  on  the  one  hand,  and  an  Indemnified  Party,  on  the  other  hand,  or(vi) upon petition by the Indemnified Party, the appropriate court rules that the Indemnifying Party failed or is failing tovigorously prosecute or defend such Third Party Claim, then, in each case, upon notice to the Indemnifying Party, theIndemnified Party may, in its sole discretion, retain counsel satisfactory to it to assume such defense on behalf of and forthe sole account and risk of the Indemnifying Party, and in the case of clauses (i) through (vi) the Indemnifying Partyshall pay all reasonable fees and expenses of such counsel for the Indemnified Party, and the Indemnifying Party and theIndemnified Party

36 

 shall  cooperate  in  the  defense  of  any  such  matter.  In  the  event  that  the  Indemnified  Party  assumes  the  conduct  andcontrol of the defense of a Third Party Claim, then the Indemnifying Party shall not be liable for any settlement effectedwithout its prior written consent (which consent shall not be unreasonably withheld).

(d)  If  the  Indemnifying  Party  notifies  the  Indemnified  Party  that  it  acknowledges  itsobligation to indemnify and defend the Indemnified Party with respect to a Third Party Claim, the Losses and Expensesof the Indemnified Party incurred or accrued and paid and resulting from or arising out of such Third Party Claim in theamount finally determined will be conclusively deemed a liability of the Indemnifying Party under this Article VII , andthe Indemnifying Party shall pay the full amount of such Losses and Expenses to the Indemnified Party on demand.

Section 7.5 Exclusive Remedies .    The  remedies  provided  in  this  Article  VII  shall  constitute  the  sole  andexclusive remedies available to any party hereto with respect to any monetary claim arising under this Agreement,  otherthan claims based on fraud, intentional misrepresentation or willful misconduct (whether any such claim shall be made incontract,  breach of warranty,  tort or otherwise); provided, however ,  that,  the foregoing shall  not limit the availability toany party hereof of injunctive and other equitable relief with respect to any breach of this Agreement,  including specificperformance.

Section 7.6 Mitigation .    Each  of  the  parties  agrees  to  take  all  commercially  reasonable  steps  to  mitigatetheir respective Losses and Expenses upon and after becoming aware of any event or condition which could reasonably beexpected to give rise to any Losses and Expenses that are indemnifiable hereunder.

Section 7.7 Tax Treatment .    Buyer  and  Seller  agree  that  any  indemnification  payment  made  pursuantto this Article VII shall be treated as an adjustment to the Purchase Price for Tax purposes to the extent permitted by Law.

ARTICLE VIII

TAX MATTERS

Section 8.1 Tax Treatment .  It  is  the  intent  of  the  Parties  that  the  purchase  of  the  Membership  Interestsby Buyer from Seller be treated as a taxable purchase of the assets of the Project Company for U.S. federal and applicablestate and local income tax purposes (the “ Intended Tax Treatment ”) and that no Party shall take any action inconsistentwith such intent unless required by applicable Law. The Parties shall prepare all applicable income Tax Returns and shalltake all income Tax positions in a manner consistent with the Intended Tax Treatment.

Section 8.2 Purchase Price Allocation .

(a)  The  Purchase  Price  paid  by  Buyer  under  this  Agreement  plus  any  liabilities  of  the  ProjectCompany  transferred  at  the  Closing  (together  with  any  other  amounts  treated  as  consideration  for  the  MembershipInterests for U.S. federal income tax purposes) (collectively, the “ Tax Purchase Price ”) shall be allocated among theassets of the Project Company on an allocation

37 

 schedule  in  accordance  with  Section  1060  of  the  Code  and  the  Treasury  Regulations  thereunder  (the  “  AllocationSchedule ” ).  Buyer shall  prepare and deliver to Seller  within ninety (90) calendar days following the Closing Date adraft  Allocation  Schedule  for  Seller  ’  s  review  and  consent.  Seller  shall  be  deemed  to  have  accepted  such  draftAllocation Schedule unless Seller notifies Buyer in writing of Seller ’ s proposed allocation within thirty (30) days afterreceipt of Buyer ’ s draft Allocation Schedule. If Seller notifies Buyer in writing within thirty (30) calendar days afterSeller ’ s receipt of Buyer ’ s draft  Allocation Schedule that  Seller  objects to one or more items reflected in the draftAllocation Schedule, Seller and Buyer shall negotiate in good faith to resolve such dispute; provided, however, that ifSeller  and  Buyer  are  unable  to  resolve  any  dispute  within  thirty  (30)  calendar  days  following  delivery  of  Seller  ’  sobjection, neither Buyer nor Seller will be bound by the Allocation Schedule as prepared by the Buyer, and each Partymay independently determine its own allocation of the Tax Purchase Price and file its Tax Returns (and Tax Returns ofits Affiliates) using alternative allocations of its choosing.

(b)  If  the  Parties  ultimately  agree  on  the  Allocation  Schedule,  Buyer  and  Seller  agree  to  (i)file the Internal Revenue Service Form 8594 (Asset Acquisition Statement Under Section 1060) and all Tax Returns anddetermine all Taxes in accordance with and based on the Allocation Schedule; and (ii) not to take any position for Taxpurposes  that  is  inconsistent  with  such  Allocation  Schedule  unless  such  position  would  be  inconsistent  with  a“determination” within the meaning of Section 1313(a) of the Code or similar provision of other applicable Law. If theallocation of the Tax Purchase Price as so determined hereunder is disputed by any Governmental Authority, the Partyreceiving  notice  of  such  dispute  shall  promptly  notify  the  other  Party  hereto  concerning  the  existence  of,  materialdevelopments regarding, and resolution of such dispute.

For  the  avoidance  of  doubt,  any  reference  to  the  Allocation  Schedule  in  this  Section  8.2  shall  include  any  updatedallocation to take into account any adjustments to the Purchase Price under this Agreement. Notwithstanding anything herein to thecontrary,  the  requirements  of  this  Section  8.2  shall  not  bind  Seller  (or  any  of  its  Affiliates)  in  determining  the  allocation  of  thePurchase Price for purposes of GAAP in preparing its financial statements.

Section 8.3 Tax Returns .

(a)  Pre-Closing  Tax  Periods  .  With  respect  to  any  Tax  Return  of  the  Project  Company  (“Project Company Tax Return ”) covering a Pre-Closing Tax Period that is required to be filed after the Closing Date (i)Seller  shall  cause  such  Tax  Return  to  be  prepared  (in  a  manner  consistent  with  practices  followed  in  prior  taxableperiods except as required by applicable Law) and shall deliver such Tax Return to Buyer for its review and comment atleast thirty (30) days prior to the due date (including extensions) for filing such Tax Return,  (ii) the Parties shall  thencooperate and consult with each other to finalize such Tax Return, and (iii) Seller shall cause such Tax Return to be dulyand timely filed with the appropriate Governmental Authority and shall timely pay all Taxes shown as due and payableon such Tax Return. In any case where Buyer or an entity owned by it is required to execute a Tax Return for a Pre-Closing Tax Period,  Buyer shall,  or shall  cause such owned entity to,  so execute the finalized Tax Return in a timelymanner or, if permissible, execute a power of attorney authorizing Seller to execute the Tax Return.

(b)  Straddle  Tax  Periods  .  With  respect  to  any  Project  Company  Tax  Return  covering  aStraddle Tax Period that is required to be filed after the Closing Date (i) Buyer shall

38 

 cause such Tax Return to be prepared (in a manner consistent with practices followed in prior taxable periods, except asrequired by applicable Law) and shall deliver a draft of such Tax Return to the Seller for its review and approval at leastthirty  (30)  days  prior  to  the  due  date  (including  extensions)  for  filing  such  Tax  Return,  (ii)  the  Parties  shall  thencooperate and consult with each other in order to finalize such Tax Return, (iii) Buyer shall cause such Tax Return to beexecuted and duly and timely filed with the appropriate Governmental Authority and shall timely pay all Taxes shownas due and payable  on such Tax Return,  and (d)  Seller  shall  timely  reimburse  Buyer  for  any Pre-Closing  Taxes  withrespect to each such Tax Return.

Section 8.4 Tax Proceedings .  With  respect  to  any  Tax  of  the  Project  Company  relating  to  a  ProjectCompany Tax Return, Seller shall have the right, at its sole cost and expense, to control (in the case of a Pre-Closing TaxPeriod)  or  participate  in  (in  the  case  of  a  Straddle  Tax  Period)  the  prosecution,  settlement  or  compromise  of  anyproceeding involving such Tax, and Buyer shall (and shall cause the Project Company to) take such action in connectionwith any such proceeding as Seller shall reasonably request from time to time to implement the preceding sentence. Withrespect  to any Tax of  the Project  Company relating to a Project  Company Tax Return for  a Straddle  Tax Period,  Buyershall  have  the  right  to  control  the  prosecution,  settlement  or  compromise  of  such  proceeding.  Each  of  Buyer  and  Sellershall  (or  shall  cause  the  Project  Company  to)  give  written  notice  to  the  other  of  its  receipt  of  any  notice  of  any  audit,examination,  claim or  assessment  for  any  Tax  for  which  the  other  is  responsible  within  ten  (10)  calendar  days  after  itsreceipt of such notice; failure to give any such written notice within such ten (10) calendar day period shall limit the otherParty’s  indemnification  obligation  pursuant  to  this  Agreement  to  the  extent  it  is  actually  materially  prejudiced  by  suchfailure.  For  the  avoidance  of  doubt,  Buyer  shall  not  have  any  right  to  participate  in  or  control  any  Tax  proceeding  thatrelates to any Tax of Seller or any of Seller’s Affiliates.

Section 8.5 Cooperation .  Each  Party  shall  cooperate  fully,  as  and  to  the  extent  reasonably  requested  byanother  Party,  in  connection  with  the  filing  of  Tax  Returns  pursuant  to  this Article VIII and  any  Tax  proceeding.  Suchcooperation shall include the retention and (upon another Party’s request) the provision of records and information that arereasonably  relevant  to  any  such  Tax  proceeding  and  making  employees  available  on  a  mutually  convenient  basis  toprovide additional information and explanation of any material provided hereunder. Each Party further agrees (i) to retainall books and records with respect to Tax matters pertinent to the Project Company relating to any Pre-Closing Tax Perioduntil  the  expiration  of  the  statute  of  limitations  of  the  respective  taxable  periods,  and  to  abide  by  all  record  retentionagreements  entered  into  with  any  Governmental  Authority,  and  (ii)  to  give  to  the  other  Party  reasonable  written  noticeprior to transferring, destroying or discarding any such books and records and, if another Party so requests, each such Partyshall allow the requesting Party to take possession of such books and records. The Parties further agree, upon request, touse their commercially reasonable efforts to obtain any certificate or other document from any Governmental Authority orany other Person as may be necessary to mitigate, reduce or eliminate any Tax that would be imposed with respect to thetransactions contemplated under this Agreement.

Section 8.6 Transfer Taxes .  All  transfer,  real  property  transfer,  recording  or  other  similar  Taxes  andfees (“ Transfer Taxes ”) if any, arising out or in connection with

39 

 the  sale  of  the  Membership  Interests  will  be  borne by Seller. Buyer  and  Seller  shall  each  use  commercially  reasonablyefforts to minimize Transfer Taxes. Buyer shall file, to the extent required by applicable Law, all necessary documentationand Tax Returns with respect to such Transfer Taxes.

ARTICLE IX

TERMINATION

Section 9.1 Termination .    Notwithstanding  anything  contained  in  this  Agreement  to  the  contrary,  thisAgreement may be terminated at any time prior to the Closing Date:

(a) by the mutual written consent of the Parties;

(b)  by  Seller  on  the  one  hand,  or  Buyer  on  the  other,  if  there  has  been  a  breach  on  the  part  ofthe  other  Party  of  any  representation,  warranty,  covenant  or  agreement  contained  herein  such  that  the  conditions  setforth in Sections 3.4(b)(i) of 3.4(c)(ii) would not be satisfied;

(c)  by  Seller  or  Buyer,  if  a  Governmental  Authority  shall  have  issued  a  final  and  non-appealable order, injunction, judgment, decree or ruling permanently restraining, enjoining or otherwise prohibiting theconsummation of the transactions contemplated by this Agreement, or if there shall be any applicable Law that makesconsummation of the transactions contemplated by this Agreement illegal or otherwise prohibited;

(d)  by  Seller  or  Buyer,  if  the  Closing  has  not  occurred  by  January  26,  2019  ;  provided,however , that the right to terminate this Agreement under this Section 9.1(d) shall not be available to any Party whosefailure to satisfy the conditions (including the delivery of the documents, approvals and representations required of it)necessary to close under this Agreement is the cause of, or resulted in, the failure of the Closing to occur on or beforesuch date; or

(e)  by  Seller  if,  on  or  before  December  10,  2018,  if  either  (Y)  Buyer’s  Condition  Precedentset forth in Section 3.4(b)(viii) has not been satisfied or (Z) Buyer has not waived such Condition Precedent.

Section 9.2 Notice of Termination .    Any  Party  desiring  to  terminate  this  Agreement  pursuant  to  Section9.1 shall give written notice of such termination to the other Party.

Section 9.3 Effect of Termination .    If  this  Agreement  shall  be  terminated  pursuant  to  Section  9.1  ,  inaddition to any other rights it may have under this Agreement or otherwise, all further obligations of the Parties under thisAgreement  (other  than  the  provisions  which  by  their  terms  are  intended  to  survive  the  expiration  or  termination  of  thisAgreement, including Article I the indemnity in Section 6.3 and the last sentence thereof,   Articles VII and X , and thisSection 9.3 ) shall be terminated without further liability of any Party to the other Party and the exercise of such right oftermination  will  not  be  an  election  of  remedies; provided , however ,  that  nothing  herein  shall  relieve  any  Party  fromliability for its breach of the terms or provisions of this Agreement, or for fraud, intentional

40 

 misrepresentation or willful misconduct, in which case the non-breaching Party’s right to pursue all remedies available atlaw or in equity will survive such termination unimpaired.

ARTICLE X

GENERAL PROVISIONS

Section 10.1 Confidential Nature of Information .    Each  party  hereto  agrees  that  it  will  treat  inconfidence all documents, materials and other information that is proprietary and/or non-public related to the past, presentor future business activities of the other party which it obtains (it being understood that all confidential information relatingto  the  Project  Company  or  the  Project  shall  be  Buyer’s  confidential  information  from  and  after  the  Closing),  and  suchdocuments,  materials  and  information  shall  not  be  communicated  to  any  third  Person  (other  than  each  party’s  counsel,accountants,  financial  advisors  or  lenders).    The  obligation  of  each  party  to  treat  such  documents,  materials  and  otherinformation in confidence shall not apply to any information which (i) is on the date hereof or hereafter becomes generallyavailable  to  the  public  other  than  as  a  result  of  a  disclosure,  such party  or  its  representatives,  (ii)  was  available  to  suchparty  on  a  nonconfidential  basis  prior  to  its  disclosure  to  such  party  by  the  other  party  or  any  of  its  respectiverepresentatives or becomes available to such party on a nonconfidential  basis,  in each case from a source other than theother  party,  or  any  of  its  respective  representatives,  which  source  was  not  itself  known to  such  party  to  be  bound  by  aconfidentiality agreement with the other party or  its  representatives,  (iii)  based upon the opinion of  such party’s outsidecounsel,  is  required  to  be  disclosed  in  order  that  such  party  not  commit  a  violation  of  Law;  or  (iv)  is  necessary  to  bedisclosed to taxing authorities.

Section 10.2 Further Assurances .    Upon  the  reasonable  request  of  the  other  party,  the  applicable  partyshall  execute  and  deliver  such  further  documents,  instruments  or  conveyances  and  take,  or  cause  to  be  taken,  allappropriate action of any kind (subject to applicable Law) as may be reasonably necessary or advisable to carry out any ofthe provisions hereof and to otherwise consummate and effectuate the transactions contemplated by this Agreement, all atthe sole cost and expense of the requesting party.

Section 10.3 Public Announcements .    Seller  shall  not,  without  the  prior  written  consent  of  Buyer,  andBuyer  shall  not,  without  the  prior  written  consent  of  Seller,  release,  authorize  or  issue  any press  release  or  other  publicannouncement  or  communication  to  any  non-Affiliated  third  party  with  respect  to  this  Agreement  or  the  transactionscontemplated  by  this  Agreement,  except  (i)  as  may  be  required  by  applicable  Law,  including  by  order  of  a  court  ofcompetent jurisdiction, or by any rules or regulations of, or listing agreement with, any securities or stock exchange or (ii)to  the  extent  such  press  release  or  other  public  announcement  or  communication  is  substantially  consistent  with  theinformation  included  in  any  press  release  or  other  public  announcement  or  communication  previously  consented  by  therespective Party pursuant to this Section 10.3 .  Notwithstanding the foregoing, from and after Closing, each Party and itsAffiliates shall be permitted, without the consent of the other Party, to make internal announcements and communicationsregarding  this  Agreement  and  the  transactions  contemplated  hereunder  to  its  respective  directors,  managers,  officers,employees and current investors without the consent of the other Party.

41 

 Section 10.4 Notices .    All  notices,  requests,  claims,  demands,  waivers,  instructions,  documents  and

other communications to be given pursuant to this Agreement shall be in writing, signed by the person giving such noticeor demand and shall be delivered personally, emailed, or sent by nationally ‑recognized overnight courier to a party at theaddress  set  forth  below  for  such  party  or  to  such  other  address  as  the  party  to  whom  notice  is  to  be  given  may  havefurnished  to  the  other  parties  hereto  in  writing  in  accordance  herewith.    Any  such  notice  or  communication  shall  bedeemed to have been delivered and received (i)  in the case of personal  delivery,  on the date of such delivery,  (ii)  in thecase of email, on the date sent (or on the first Business Day following the date sent if the date sent is not a Business Day) ifconfirmation of successful transmission is received, and (iii) in the case of a nationally ‑recognized overnight courier, onthe first Business Day after the date when sent for overnight delivery:

If to Seller, to:

Dominion Generation, Inc.120 Tredegar StreetRichmond, VA 23219Attn: Keith WindleVice President – Business Development & Merchant OperationsEmail: keith.windle@dominionenergy.com

with a copy to:

Dominion Energy Services, Inc.120 Tredegar StreetRichmond, VA 23219Attn: Richard C. Wetzel, IIIAssistant General Counsel – Mergers and AcquisitionsEmail: richard.c.wetzel@dominionenergy.com

If to Buyer, to:

FuelCell Energy, Inc.3 Great Pasture RoadDanbury, CT 06813-1305Attn: Michael BishopEmail: mbishop@fce.com

with a copy  to:

FuelCell Energy, Inc.3 Great Pasture RoadDanbury, CT 06813-1305Attn: Jennifer ArasimowiczEmail: jarasimowicz@fce.com

42 

 or to such other address as such party may indicate by a notice delivered to the other party hereto.

Section 10.5 Successors and Assigns .    This  Agreement  shall  be  binding  upon  and  inure  to  the  benefit  ofthe  parties  hereto  and  their  respective  successors  and  permitted  assigns;  provided, however ,  that  no  party  to  thisAgreement may assign any of its rights or delegate any of its obligations under this Agreement without the express priorwritten consent of the other party to this Agreement, except that the rights of Seller hereunder may be assigned, without theconsent of Buyer, to any Affiliate of Seller.

Section 10.6 Entire Agreement; Amendments .    This  Agreement,  the  Exhibits  and  Schedules  referredto herein and the documents delivered pursuant hereto contain the entire understanding of the parties hereto with regard tothe  subject  matter  contained  herein  or  therein,  and  supersede  all  other  prior  representations,  warranties,  agreements,understandings  or  letters  of  intent  between  or  among  any  of  the  parties  hereto.    This  Agreement  shall  not  be  amended,modified  or  supplemented  except  by  a  written  instrument  signed  by  an  authorized  representative  of  each  of  the  partieshereto.

Section 10.7 Interpretation .    Neither  the  specification  of  any  dollar  amount  in  any  representation  orwarranty contained in this Agreement nor the inclusion of any specific item in any Schedule hereto is intended to implythat such amount, or the item so included, are material.

Section 10.8 Experience of the Parties .    Each  of  the  parties  hereto  acknowledges  that  it,  either  alone  ortogether  with  any  Persons,  including  legal  counsel,  such  party  has  retained  to  advise  it  with  respect  to  the  transactionscontemplated by this Agreement, has knowledge and experience in transactions of this type and in the business related tothe Project, and is therefore capable of evaluating the risks and merits of the transactions contemplated by this Agreement.

Section 10.9 Waivers .    Any  term  or  provision  of  this  Agreement  may  be  waived,  or  the  time  for  itsperformance may be extended, by the party or parties entitled to the benefit thereof.  Any such waiver shall be validly andsufficiently authorized for the purposes of this Agreement if, as to any party, it is authorized in writing by an authorizedrepresentative of Seller or by an authorized representative of Buyer, as the case may be.  The failure of any party hereto toenforce at any time any provision of this Agreement shall  not be construed to be a waiver of such provision,  nor in anyway to affect the validity of this Agreement or any part hereof or the right of any party thereafter to enforce each and everysuch provision.  No waiver of any breach of this Agreement shall be held to constitute a waiver of any other or subsequentbreach.

Section 10.10 Expenses .    Except  as  expressly  set  forth  herein,  each  party  hereto  will  pay  all  costs  andexpenses  incident  to  its  negotiation  and  preparation  of  this  Agreement  and  to  its  performance  and  compliance  with  allagreements and conditions contained herein on its part to be performed or complied with, including the fees, expenses anddisbursements of its counsel and independent public accountants.

43 

 Section 10.11 Limitation of Liability .       UNDER  NO  CIRCUMSTANCES  SHALL  ANY  PARTY

HERETO  NOR  ANY  OF  ITS  AFFILIATES  HAVE  ANY  LIABILITY  UNDER  ANY  PROVISION  OF  THISAGREEMENT FOR ANY PUNITIVE, INCIDENTAL, CONSEQUENTIAL, SPECIAL OR INDIRECT DAMAGES ORCOSTS  ARISING  IN  CONNECTION  WITH  THIS  AGREEMENT  (OTHER  THAN  INDEMNITY  OBLIGATIONSARISING FROM A THIRD PARTY CLAIM), INCLUDING BUT NOT LIMITED TO: LOSS OF FUTURE REVENUE,PROFITS,  SERVICES,  OR  EQUIPMENT;  INTERRUPTION  OF  BUSINESS;  COST  OF  SUBSTITUTE  GOODS  ORSERVICES;  UNAVAILABILITY OR INACCURACY OF  ANY DATA;  PROVIDED,  HOWEVER,  THAT FOR THEAVOIDANCE OF DOUBT, ANY DAMAGES, LOST REVENUES OR OTHER LOSSES ARISING AS A RESULT OFA BREACH BY SELLER OF ITS  REPRESENTATIONS AND WARRANTIES  IN SECTION 4.12 WITH RESPECTTO  THE  SEPA,  SHALL  BE  CONSIDERED  DIRECT  DAMAGES  FOR  PURPOSES  OF  THIS  AGREEMENTINCLUDING THIS SECTION 10.11 .

Section 10.12 Partial Invalidity .    Wherever  possible,  each  provision  hereof  shall  be  interpreted  in  suchmanner as to be effective and valid under applicable Law, but in case any one or more of the provisions contained hereinshall, for any reason, be held to be invalid, illegal or unenforceable in any respect, such provision shall be ineffective to theextent, but only to the extent, of such invalidity, illegality or unenforceability without invalidating the remainder of suchinvalid, illegal or unenforceable provision or provisions or any other provisions hereof, unless such a construction wouldbe unreasonable.

Section 10.13 Execution in Counterparts .    This  Agreement  may  be  executed  in  counterparts,  each  ofwhich shall  be considered an original  instrument,  but  all  of which shall  be considered one and the same agreement,  andshall become binding when one or more counterparts have been signed by each of the parties hereto and delivered to Sellerand Buyer. Delivery of an executed counterpart of a signature page of this Agreement by telecopy or portable documentformat (“pdf”) shall be as effective as delivery of a manually executed counterpart of this Agreement.

Section 10.14 Governing Law .    This  Agreement  shall  be  governed  by  and  construed  in  accordance  withthe  Laws  of  the  State  of  New  York,  without  regard  to  any  conflict  of  laws  provisions  thereof  that  would  result  in  theapplication of the Laws of another jurisdiction.

Section 10.15 Jurisdiction and Venue .    Each  party  hereto  hereby  irrevocably  and  unconditionallysubmits, for itself and its property, to the exclusive jurisdiction of any state or federal court of competent jurisdiction in theState  of  New  York  in  the  Borough  of  Manhattan,  in  any  action  or  proceeding  arising  out  of  or  relating  to  thisAgreement.  Each party hereto waives any defense of inconvenient forum to the maintenance of any action or proceedingso  brought  and  waives  any  bond,  surety  or  other  security  that  might  be  required  of  any  other  party  with  respectthereto.  Each party hereto agrees that service of summons and complaint or any other process that might be served in anyaction or proceeding may be made on such party by sending or delivering a copy of the process to the party to be served atthe address of the party and in the manner provided for the giving of notices in

44 

 Section 10.4 .  Nothing in this Section 10.15 , however, shall affect the right of any party hereto to serve legal process inany  other  manner  permitted  by  Law.    Each  party  hereto  agrees  that  a  final,  non-appealable  judgment  in  any  action  orproceeding so brought shall be conclusive and may be enforced by suit on the judgment or in any other manner providedby Law.

Section 10.16 Waiver Of Jury Trial .    EACH  PARTY  HERETO  WAIVES  ANY  RIGHT  IT  MAYHAVE  TO  TRIAL  BY  JURY  IN  RESPECT  OF  ANY  CLAIM  BASED  ON,  ARISING  OUT  OF,  UNDER  OR  INCONNECTION WITH THIS AGREEMENT OR ANY COURSE OF CONDUCT, COURSE OF DEALING, VERBALOR WRITTEN STATEMENT OR ACTION OF ANY PARTY HERETO.

[Signature Page Follows]

45 

 IN WITNESS WHEREOF, the  Parties  hereto  have  caused  this  Agreement  to  be  executed  as  of  the  day  and

year first above written.

  SELLER:    DOMINION GENERATION, INC.            By: /s/ Keith Windle  Name: Keith Windle

  Title: Vice President – Business Development & MerchantOperations

   

 

   BUYER:  FUELCELL ENERGY FINANCE, LLC       By: /s/ Michael S. Bishop  Name: Michael S. Bishop  Title: Sr. Vice President, Chief Financial    Officer, FuelCell Energy, Inc. Sole Member   

 

  Exhibit AForm of Assignment and Assumption Agreement

ASSIGNMENT OF MEMBERSHIP INTERESTS 

 This  Assignment  of  Membership  Interests  (“ Assignment  ”),  dated  as  of  _________,  2018,  (the  “ Execution  Date  ”)  is

made by DOMINION GENERATION, INC , a Virginia Corporation (“ Assignor ”) to FUELCELL ENERGY FINANCE, LLC ,a Delaware limited liability company (“ Assignee ”). 

RECITALS 

A. Assignor  is  the  sole  member  of  Dominion  Bridgeport  Fuel  Cell,  LLC,  a  Virginia  limited  liability  company  (the  “Company ”)  and owns,  beneficially  and of  record,  all  of  the issued and outstanding membership  and other  equity  interests  of  anykind of the Company (the “ Membership Interests ”). 

B.  Pursuant  to  and  in  accordance  with  the  provisions  of  that  certain  Membership  Interest  Purchase  Agreement,dated as of  October  31,  2018 (the “ Purchase Agreement ”),  by and between Assignor  and Assignee,  Assignor  has agreed to sell,assign, convey, deliver and transfer to Assignee, and Assignee has agreed to purchase, acquire and accept from Assignor, all of theright, title and interest of Assignor in and to the Membership Interests, so that upon delivery of this Assignment, Assignee shall own,directly, all of the Membership Interests free and clear of all Encumbrances. 

NOW, THEREFORE, in consideration of the foregoing recitals, which are incorporated herein, and of the mutual promisesand  covenants  contained  in  this  Assignment,  the  adequacy  and  sufficiency  of  which  are  hereby  acknowledged,  the  parties  heretoagree as follows: 

1.  Definitions  .    All  capitalized  terms  not  otherwise  defined  herein  have  the  respective  meanings  given  to  them  inthe Purchase Agreement. 

2. Assignment .   

(a)  As  of  the  Execution  Date,  Assignor  hereby  sells,  assigns,  conveys,  delivers  and  transfers  to  Assigneeall of Assignor’s right, title and interest in and to the Membership Interests free and clear of all Encumbrances. 

(b)  Simultaneously  with  the  execution  and  delivery  of  this  Assignment  by  Assignor,  Assignee  shall  bedeemed admitted as the sole and substitute member of the Company. 

3.  Acceptance  by  Assignee  .    Assignee  hereby  accepts  the  Membership  Interests  as  of  the  Execution  Date  and  shallbe deemed to have purchased, acquired and accepted the Membership Interests as of the Execution Date.

 

  

4.  Consent  to  Transfer  .    Assignor  hereby  consents  to  (i)  the  sale,  assignment,  conveyance,  delivery  and  transfer  ofthe Membership Interests to Assignee under this Assignment and (ii) the admission of Assignee as the sole member of the Company.

 5.  Representations  and  Warranties  of  Assignor  .    Assignor  hereby  represents  and  warrants  to  Assignee,  with  the

understanding  that  such  representation  and  warranty  shall  survive  indefinitely  after  the  Execution  Date,  that  this  Assignment  hasbeen  duly  executed  and delivered  by  Assignor  and is  a  valid  and binding  obligation  of  Assignor,  enforceable  against  Assignor  inaccordance with its  terms, subject to applicable bankruptcy, insolvency, moratorium, reorganization and similar laws affecting theenforcement of creditors’ rights generally, and general principles of equity, whether considered in a proceeding in equity or at law.

 6.  Representations  and  Warranties  of  Assignee  .    Assignee  hereby  represents  and  warrants  to  Assignor,  with  the

understanding  that  such  representation  and  warranty  shall  survive  indefinitely  after  the  Execution  Date,  that  this  Assignment  hasbeen duly executed and delivered by Assignee and is  a  valid  and binding obligation of  Assignee,  enforceable  against  Assignee inaccordance with its  terms, subject to applicable bankruptcy, insolvency, moratorium, reorganization and similar laws affecting theenforcement of creditors’ rights generally, and general principles of equity, whether considered in a proceeding in equity or at law.

 7.  Further  Assurances  .    On  and  after  the  Execution  Date,  Assignor  shall  take  any  and  all  further  actions,  including

but not limited to the execution of additional instruments or documents, that may be reasonably requested in writing by Assignee toeffectuate  or  evidence  the  sale,  assignment,  conveyance,  delivery  and  transfer  of  the  Membership  Interests  or  the  other  actionsexpressly contemplated by this Assignment. 

8.  Conflict  with  Operating  Agreement  .    To  the  extent  any  provision  of  this  Assignment  is  inconsistent  with  theLimited Liability Company Agreement of the Company, the provisions of this Assignment shall control. 

9.  Miscellaneous  .    This  Assignment  shall  be  binding  upon  and  inure  to  the  benefit  of  Assignor  and  Assignee  andtheir respective heirs, successors, executors and assigns.  This Assignment shall be governed by and construed in accordance with thelaws of the State of New York, without giving effect to any conflict  or choice of law provision other than Sections 5-1401 and 5-1402 of the New York General Obligations Laws.  This Assignment may be executed in counterparts, by facsimile or PDF signature,each of which shall be deemed an original, but all of which together shall constitute one and the same instrument. 

[Signature Page Follows] 

 

 Exhibit BBuyer Guarantee

GUARANTY

 THIS GUARANTY (this “ Guaranty ”) is given this 31st of October 2018 by FUEL CELL ENERGY, INC., a Delaware

corporation (“ Guarantor ”), for the benefit of DOMINION GENERATION, INC. , a Virginia corporation (“ Beneficiary ”).   

WITNESSETH

WHEREAS,  FuelCell  Energy  Finance,  LLC,  a  Delaware  limited  liability  company  (“ Buyer  ”),  and  Beneficiary,  haveentered into a Membership Interest Purchase Agreement dated October 31, 2018 (as amended, modified and supplemented from timeto time, the “ Purchase Agreement ”), which provides for the purchase and sale of the Membership Interests.

WHEREAS,  as  a  condition  to  Beneficiary  entering  into  the  Purchase  Agreement,  Guarantor  must  guaranty  the  paymentand performance obligations of Buyer under the Purchase Agreement in accordance with the terms set forth herein;

WHEREAS, Guarantor will derive substantial direct and indirect benefits from the transactions contemplated by thePurchase Agreement; and

WHEREAS, capitalized terms used but not otherwise defined herein shall have the meanings as set forth in the PurchaseAgreement.  

NOW,  THEREFORE,  in  consideration  of  the  foregoing  premises,  which  are  incorporated  herein,  and  other  good  andvaluable consideration, the receipt and sufficiency of which is hereby acknowledged, Guarantor hereby agrees as follows:

1.  Guarantor  hereby  unconditionally,  absolutely  and  irrevocably  guarantees  to  the  Beneficiary  on  behalf  of  Buyer,  (i)  that  iffor  any  reason  Buyer  fails  to  make  any payments  or  perform any obligations  due  under  the  Purchase  Agreement,  Guarantor  will,within five (5) Business Days of written notice of such failure to pay or perform from Beneficiary, pay (or cause to be paid) suchamount or obligation or perform (or cause to be performed) such obligation in accordance with the terms of the Purchase Agreementand (ii) payment or reimbursement for all costs, charges and expenses (including reasonable attorneys’ fees and expenses) incurredin enforcing Beneficiary’s rights under this Guaranty ((i) and (ii) collectively are the “Guaranteed Obligations”).  Any amounts paidby Guarantor shall be made in freely transferable United States currency, without setoff or counterclaim.  

2.  This  Guaranty  is  one  of  payment  and  performance  and  not  of  collection  and  shall  apply  regardless  of  whether  recoveryunder the Purchase Agreement may be or become uncollectible or discharged in any bankruptcy, insolvency or other proceeding, orotherwise unenforceable.

3.  Guarantor  hereby  waives  notice  of  acceptance  of  this  Guaranty,  notice  of  transactions  entered  into  between  Beneficiary,  onthe one hand, and Buyer, on the other hand, and any action

 

 

taken with regard thereto; waives presentment, demand for payment, protest, notice of dishonor or non-payment or non-performanceunder  the  Purchase  Agreement,  suit,  or  the  taking  of  and  failing  to  take  other  action  by  Beneficiary  against  Buyer,  Guarantor  orothers; and waives any and all suretyship defenses, without limitation.  Guarantor further waives any and all defenses arising out ofbankruptcy, insolvency, dissolution or liquidation of Buyer, and the lack of validity or enforceability of the Purchase Agreement orany  other  documents  executed  in  connection  with  the  Purchase  Agreement.    Guarantor  further  waives  (i)  any  and  all  defensesrelating to any restructuring, merger, termination or other change of the structure or existence of Buyer, Guarantor, or their Affiliates,or (ii) any other circumstance, act or omission that may constitute a legal or equitable defense available to Guarantor or that couldresult in a discharge of Guarantor’s obligations arising solely under this Guaranty (other than the payment, performance, satisfactionor  discharge  in  full  of  all  the  Guaranteed  Obligations  in  accordance  with  the  terms  of  this  Guaranty),  provided,  however,  thatnotwithstanding anything in this Guaranty to the contrary,  Guarantor shall  have the benefit  of and the right to assert  any defenses(including, but not, limited to, nonsatisfaction of the condition in Section 3.4(b)(viii) of the Purchase Agreement, if such conditionhas not  been satisfied  or  otherwise  waived)  against  the  claims of  Beneficiary  which are  available  to  Buyer  and which would alsohave been available  to  Guarantor  if  Guarantor  had been in  the  same contractual  position  as  Buyer  under  the  Purchase  Agreementother than (i) defenses arising out of bankruptcy, insolvency, dissolution or liquidation of Buyer, (ii) defenses expressly waived inthis  Guaranty  and  (iii)  defenses  previously  asserted  by  Buyer  against  such  claims  to  the  extent  such  defenses  have  been  finallyresolved in  Beneficiary’s  favor.  All  rights,  powers  and remedies  of  Beneficiary hereunder  are  in  addition to  and not  in  lieu of  allother rights, powers and remedies given to Beneficiary, whether at law, in equity or otherwise.  

4. Beneficiary  may  at  any  time,  whether  before  or  after  termination  of  this  Guaranty,  and  from  time  to  time  without  notice  toor consent of Guarantor and without impairing or releasing the obligations of Guarantor hereunder (i) take or fail to take any actionof any kind in respect of any security for the Purchase Agreement; or (ii) exercise or refrain from exercising any rights against Buyeror others in respect of the Purchase Agreement including, pursuing any remedies against Buyer or others.  Guarantor will continue tobe  subject  to  this  Guaranty  notwithstanding  any  change  in  the  terms  of  the  Purchase  Agreement,  including,  but  not  limited  to,amendments, modifications, or changes to the Guaranteed Obligations in accordance with the terms and conditions of the PurchaseAgreement.

5. This  Guaranty  is  a  continuing  guaranty  and  shall  (i)  remain  in  full  force  and  effect  to  the  extent  the  Guaranteed  Obligationshave not been satisfied in full,  (ii) remain in full force and effect without regard to any permitted assignment or transfer by Buyerpursuant  to  the  Purchase  Agreement,  (iii)  remain  in  full  force  and effect  without  regard  to  any change in  ownership  or  control  ofGuarantor  or  Buyer,  (iv)  consistent  with  terms hereof,  apply  to  all  Guaranteed  Obligations  whenever  arising,  (v)  be binding  uponGuarantor, its successors and permitted assigns, and (vi) inure to the benefit of, and be enforceable by, Beneficiary and its successorsand  assigns.    It  is  understood  and  agreed,  however,  that  notwithstanding  any  termination  of  this  Guaranty,  this  Guaranty  shallcontinue in full  force and effect with respect to all  obligations under the Purchase Agreement arising prior to the effective date ofsuch termination if a claim has been made by Beneficiary prior to the termination of this Guaranty, but Guarantor shall not be liablefor any Guaranteed Obligations which have been fully satisfied or discharged by Buyer.  Guarantor further agrees that this Guarantyshall continue to be effective or be reinstated, as the case may be, if at

51 

 

any time payment, or any part thereof, of any obligation under the Purchase Agreement is rescinded or must otherwise be restored orreturned  due  to  bankruptcy  or  insolvency  laws.  Notwithstanding  anything  to  the  contrary  in  this  Section  5  or  otherwise  in  thisGuaranty, this Guaranty and all of Guarantor’s obligations hereunder shall terminate on the date that is eighteen (18) months afterClosing  (as  defined  in  the  Purchase  Agreement)  and,  thereafter,  shall  only  apply  to  any  claim  under  this  Guaranty  that  has  beenasserted by Beneficiary prior to such date and for which Beneficiary has also commenced an action with regard to such claim prior tosuch date.

6.  Upon  payment  of  any  sum  or  performance  by  Guarantor  hereunder  in  respect  of  any  Guaranteed  Obligation,  all  rights  ofGuarantor  against  Buyer  arising  as  a  result  thereof  by  way  of  right  of  subrogation,  contribution,  reimbursement,  indemnity  orotherwise  shall  in  all  respects  be  subordinate  and  junior  in  right  of  payment  to  the  prior  payment  in  full  of  all  the  GuaranteedObligations  in  accordance  with  their  terms.    Guarantor  shall  not  seek  to  exercise  any  right  of  subrogation,  reimbursement  orindemnity  arising  from  payments  made  by  Guarantor  pursuant  hereto  until  the  full  and  complete  payment  or  performance  anddischarge of the Guaranteed Obligations in accordance with the terms of this Guaranty.  If any amount shall be paid to the Guarantoron account  of  the foregoing rights  at  any time when all  the Guaranteed Obligations  shall  not  have been paid in full,  such amountshall  be  held  in  trust  for  the  benefit  of  Beneficiary  and  shall  forthwith  be  paid  to  Beneficiary  to  be  credited  and  applied  to  theGuaranteed Obligations.

7. Neither  Guarantor  nor  Beneficiary  may  assign  their  rights  nor  delegate  their  obligations  under  this  Guaranty,  in  whole  or  inpart,  without  written consent  of  the other  party,  and any purported assignment,  transfer  or  delegation absent  such consent  is  void,except for an assignment to a domestic partnership, corporation, trust or other organization, in whatever form, that succeeds to all, orsubstantially  all  of  Guarantor’s  assets  and  business  and  that  assumes  Guarantor’s  obligations  under  this  Guaranty  by  contract  orotherwise.

8. The  failure  of  Beneficiary  to  enforce  any  of  the  provisions  of  this  Guaranty  at  any  time  or  for  any  period  of  time  shall  notbe construed to be a waiver of any such provision or the right thereafter to enforce the same.  All remedies of Beneficiary under thisGuaranty  shall  be  cumulative.    The  terms  and  provisions  hereof  may  not  be  waived,  altered,  modified,  or  amended  except  in  awriting executed by a duly authorized officer or signatory of Guarantor and Beneficiary.

9.  This  Guaranty  is  the  entire  and  only  agreement  between  Guarantor  and  Beneficiary  with  respect  to  the  guarantee  ofGuaranteed  Obligations  by  Guarantor.    All  representations,  warranties,  agreements,  or  undertakings  of  Guarantor  heretofore  orcontemporaneously made, which are not set forth herein, are superseded hereby.

10.  All  notices  and  communications  to  Guarantor  under  this  Guaranty,  until  Beneficiary  is  notified  to  the  contrary  byGuarantor in writing, shall be personally delivered, or sent by email, or overnight delivery, postage prepaid, addressed to Guarantor,as follows:   

FuelCell Energy, Inc.3 Great Pasture RoadDanbury, CT 06813-1305Attn: Michael BishopMBishop@fce.com

52 

  With a copy to:

FuelCell Energy, Inc.3 Great Pasture RoadDanbury, CT 06813-1305Attn: Jennifer Arasimowiczjarasimowicz@fce.com

  11.  All  notices  and  communications  to  Beneficiary  under  this  Guaranty,  until  Guarantor  is  notified  to  the  contrary  in  writingby  Beneficiary,  shall  be  personally  delivered,  sent  by  email,  or  overnight  delivery,  postage  prepaid,  addressed  to  Beneficiary,  asfollows:  

Dominion Generation, Inc.120 Tredegar StreetRichmond, VA 23219Attn: Keith WindleVice President, Business Development and Merchant OperationsEmail: keith.windle@dominionenergy.com

with a copy to:

Dominion Energy Services, Inc.120 Tredegar StreetRichmond, VA 23219Attn: Richard C. Wetzel, IIIAssistant General Counsel – Mergers and AcquisitionsEmail: richard.c.wetzel@dominionenergy.com

12.  Guarantor  hereby  represents  and  warrants  to  Beneficiary  that  the  execution,  delivery  and  performance  hereof  by  it  arewithin  its  corporate  powers  and have been duly authorized  by all  necessary  corporate  action and that  this  Guaranty  constitutes  itslegal, valid and binding obligation; and there are no consents or approvals of any Person which have not already been obtained or thesatisfaction or waiver of any conditions precedent to the effectiveness of this Guaranty that have not been satisfied or waived.  ThisGuaranty constitutes the legal, valid and binding obligation of Guarantor enforceable against Guarantor in accordance with its terms,except  to  the  extent  that  such  enforceability  may  be  limited  by  applicable  bankruptcy,  insolvency,  dissolution,  reorganization,moratorium, liquidation or other similar laws affecting creditors’ rights generally and by general principles of equity (regardless ofwhether enforcement is sought in a proceeding in equity or at law).  Guarantor hereby further represents and warrants to Beneficiarythat there are no bankruptcy proceedings pending or being contemplated by Guarantor or, to its knowledge, threatened against it andthere  are  no  legal  proceedings  that  would  be  reasonably  likely  to  materially  adversely  affect  Guarantor’s  ability  to  perform  itsobligations arising under this Guaranty.

13.  Subject  to  Section  7  hereof,  this  Guaranty  and  the  obligations  of  Guarantor  hereunder  shall  (i)  apply  to  support  theobligations of any transferee or successor of Buyer to which the Purchase

53 

 

Agreement  is  assigned  or  into  which  Buyer  is  consolidated,  amalgamated,  merged  or  had  all  or  substantially  all  of  its  assetstransferred, and (ii) remain in effect with regard to any transferee or successor of Beneficiary to which the Purchase Agreement isassigned or into which Beneficiary is consolidated, amalgamated, merged or had all or substantially all of its assets transferred.

14.  It  shall  be  a  breach  of  this  Guaranty  by  Guarantor  if  at  any  time  during  the  term  of  this  Guaranty  (i)  Guarantor  makes  ageneral assignment or any general arrangements of the benefit of creditors, (ii) Guarantor files a petition or otherwise commences orauthorizes the commencement of a proceeding or cause of action under any bankruptcy or similar law for the protection of creditors,(iii) Guarantor has such a petition filed against it and is not discharged within ninety (90) days, (iv) Guarantor is adjudged bankruptor insolvent, (v) Guarantor has a liquidator, administrator, receiver, trustee, conservator or similar official appointed with respect to itor any substantial  portion of its  property or assets,  or (vi)  Guarantor  is generally unable to pay its debts as they fall  due and suchfailure continues unremedied for sixty (60) days.

15. This  Guaranty  shall  be  governed  by  and  construed  in  accordance  with  the  internal  laws  of  the  State  of  New  York  withoutgiving effect to the conflicts of law principles thereof except for sections 5-1401 and 5-1402 of the New York General ObligationsLaws.

16.  All  payments  made  pursuant  to  this  Guaranty  shall  be  made  without  any  deduction  or  withholding  for  or  on  account  ofany tax imposed upon Beneficiary unless such deduction or withholding is required by the Purchase Agreement  or any applicablelaw, as modified by the practice of any relevant governmental revenue authority, then in effect.  If Guarantor is so required to deductor  withhold  any  imposed  taxes,  then  Guarantor  will  (i)  pay  to  the  relevant  authorities  the  full  amount  required  to  be  deducted  orwithheld (including the full  amount  of  tax  required to  be  deducted or  withheld  from any additional  amount  paid  or  to  be  paid byGuarantor to Beneficiary) promptly upon the earlier of determining that such deduction or withholding is required or receiving noticethat  such  an  amount  has  been  assessed  against  Beneficiary,  and  in  any  event  before  penalties  attach  thereto  or  interest  accruesthereon, (ii) promptly forward to Beneficiary an official receipt (or certified copy), or other documentation reasonably acceptable toBeneficiary, evidencing such payment to such authorities and, (iii) in addition to the payment which Beneficiary is otherwise entitledunder  this  Guaranty,  if  such  withholding  is  on  account  of  any  tax  imposed  upon  Guarantor,  pay  to  Beneficiary  such  additionalamount  as  is  necessary  to  ensure  that  the  net  amount  actually  received  by  Beneficiary  (free  and  clear  of  taxes  assessed  againstGuarantor) will equal the full amount Beneficiary would have received had no such deduction or withholding been required.

17. Except  as  provided  in  the  Purchase  Agreement,  none  of  the  parties  hereto,  nor  any  of  their  respective  Affiliates,  nor  theirrespective  Representatives  shall  be  liable  to  any  other  party  hereto  in  any  action  for  special,  punitive,  indirect  or  consequentialdamages arising out of, resulting from or in connection with the performance or non-performance of this Guaranty, including (butnot limited to) loss of profit or business interruptions, howsoever caused and whether or not foreseeable as of the effective date ofthis Guaranty.

[SIGNATURE PAGE FOLLOWS]

 

54 

 IN WITNESS WHEREOF, this Guaranty has been duly executed by the parties hereto as of and on the date first written

above .

 

  FUEL CELL ENERGY, INC.     

  By:    Name:    Title:     

Signature Page to Guaranty

     DOMINION GENERATION, INC.     

  By:    Name: Keith Windle  Title: Vice President, Business Development   

Signature Page to Guaranty 

 Exhibit CForm of Mutual Release

RELEASE

This RELEASE (this “ Release ”) is being entered into as of [__________], by and between Dominion Generation, Inc., a Virginiacorporation (“ Seller ”) and Dominion Bridgeport Fuel Cell, LLC, a Virginia limited liability company (“ Company ”, and, togetherwith Seller, each a “ Party ” and collectively, the “ Parties ”) in connection with the Membership Interest Purchase Agreement, datedas of October 31, 2018 (the “ Agreement ”), by and between Seller and FuelCell Energy Finance, LLC, a Delaware limited liabilitycompany (“ Buyer ”).  Capitalized terms used but not defined in this Release have the meanings given to them in the Agreement.As a condition for the consummation of the transactions contemplated by the Agreement, and as an inducement for Buyer to performits obligations under the Agreement and for other good and valuable consideration, the receipt and sufficiency of which are herebyacknowledged, each Party, intending to be legally bound, agrees as follows:

1.  Seller  Release.    Except  for  claims  arising  or  otherwise  allowed  under  the  Agreement  or  the  Services  Agreement,whether prior to, on or after the Closing, Seller, on its behalf, and on behalf of its successors, assigns, agents, members, managersand  Affiliates  (collectively,  the  “Seller  Representatives”)  does  hereby  irrevocably,  unconditionally,  voluntarily,  knowingly,  fully,finally,  and  completely  forever  release  and  discharge  the  Company  and  its  Affiliates,  and  their  respective  officers,  members,managers  and other  representatives,  from,  against  and with respect  to  any and all  actions,  accounts,  agreements,  causes of  action,complaints,  charges,  Claims,  covenants,  contracts,  costs,  damages,  demands,  debts,  defenses,  duties,  expenses,  executions,  fees,injuries,  interest,  judgments,  liabilities,  Losses,  obligations,  penalties,  promises,  reimbursements,  remedies,  suits,  sums  of  money,and torts,  of whatever kind or character,  whether in law, equity or otherwise,  direct or indirect,  fixed or contingent,  foreseeable orunforeseeable,  liquidated  or  unliquidated,  known  or  unknown,  matured  or  unmatured,  absolute  or  contingent,  determined  ordeterminable, that Seller or any of Seller’s Representatives ever had or now have, or may hereafter have, against the Company andits Affiliates, that arise out of or in any way relate, directly or indirectly, to Seller’s or any of Seller’s Representatives’ ownership ofmembership  interests  of  the  Company  or  the  ownership,  operation,  business,  affairs,  management  or  financial  condition  of  theCompany or its assets prior to the Closing (collectively, a “Seller Claim”).

2.  Company  Release.    Except  for  claims  arising  under  the  Agreement  or  the  Services  Agreement,  whether  prior  to,on  or  after  the  Closing,  Company,  on  its  behalf,  and  on  behalf  of  the  its  successors,  assigns,  agents,  members,  managers  andAffiliates  (collectively,  the  “Company  Representatives”)  does  hereby  irrevocably,  unconditionally,  voluntarily,  knowingly,  fully,finally,  and completely  forever release and discharge the Seller  and its  Affiliates,  and their  respective officers,  directors  and otherrepresentatives  from, against  and with  respect  to  any and all  actions,  accounts,  agreements,  causes  of  action,  complaints,  charges,Claims,  covenants,  contracts,  costs,  damages,  demands,  debts,  defenses,  duties,  expenses,  executions,  fees,  injuries,  interest,judgments,  liabilities,  Losses,  obligations,  penalties,  promises,  reimbursements,  remedies,  suits,  sums  of  money,  and  torts,  ofwhatever kind or character, whether in law, equity or otherwise, direct or indirect, fixed or contingent, foreseeable or unforeseeable,liquidated or unliquidated, known or

57108443785_5

 

unknown,  matured  or  unmatured,  absolute  or  contingent,  determined  or  determinable,  that  Company  or  any  of  Company’sRepresentatives  ever  had or  now have,  or  may hereafter  have,  against  the  Seller  and its  Affiliates  that  arise  out  of  or  in  any wayrelate, directly or indirectly, to Seller’s or any of Seller’s Representatives’ ownership of membership interests of the Company or theownership,  operation,  business,  affairs,  management  or  financial  condition  of  the  Company  or  its  assets  prior  to  the  Closing(collectively, a “Company Claim”).

3.  Covenant  Not  To  Sue.    Seller,  for  itself  and  for  any  of  its  Seller  Representatives,  irrevocably  covenants  thatneither the Seller nor any of the Seller Representatives will, directly or indirectly, sue, commence any proceeding against, or makeany demand upon the Company or its Affiliates in respect of any Seller Claim.

4.  Covenant  Not  To  Sue.    Company,  for  itself  and  for  any  of  its  Company  Representatives,  irrevocably  covenantsthat  neither  the  Company  nor  any  of  the  Company  Representatives  will,  directly  or  indirectly,  sue,  commence  any  proceedingagainst, or make any demand upon the Seller or its Affiliates in respect of any Company Claim.

5.  Complete  Defense;  Prevailing  Party.    This  Release  may  be  pleaded  as  a  full  and  complete  defense  and  may  beused as the basis for an injunction (without the requirement to post bond) against any action at law or equity instituted or maintainedagainst any of them in violation hereof.  The Parties agree that the prevailing party in any proceeding to construe or enforce the termsthis Release, or the breach thereof, shall be entitled to recover from the other Party the value of its attorneys’ fees and costs.

6. Complete Release.    Each Party hereby warrants, represents, and agrees:

  (a) that it has not heretofore assigned, subrogated or transferred, or purported to assign, subrogate, or transfer to anyPerson any Seller Claim or Company Claim (as appropriate);

  (b) to indemnify, defend, and hold harmless the released parties from any such assignment, subrogation, or transferof a Seller Claim or a Company Claim, as appropriate;

  (c) (i)  the  execution,  delivery  and  performance  by  it  of  this  Release  have  been  duly  authorized  by  all  necessarycorporate  or  limited  liability  company  action  on  its  part,  and  (ii)  this  Release  has  been  duly  executed  anddelivered by it and constitutes its legal, valid and binding obligation, enforceable against it in accordance with itsterms,  except  as  such  enforceability  may  be  limited  by  applicable  bankruptcy,  insolvency,  moratorium,reorganization  or  other  similar  laws  affecting  the  enforcement  of  creditors’  rights  and  subject  to  generalequitable principles.

7.  Interpretation.    This  Release  has  been  negotiated  by  each  Party  and  their  respective  legal  counsel,  and  legal  orequitable principles that might require the construction of this Release or any provision hereof against the party drafting this Releasewill not apply in any construction or interpretation of this Release.  The provisions of this Release will be interpreted in a reasonablemanner to effect the intentions of the parties and beneficiaries hereto and of this Release.  

58 

 Notwithstanding anything to the contrary,  this  Release shall  not  diminish or  limit  in  any way the rights,  claims and remedies thatSeller, Company or Buyer may have under the Agreement.  

8.  Entire  Agreement  .    This  Release  and  the  Agreement  supersede  all  prior  agreements,  if  any,  whether  oral  orwritten, pertaining to all or any portion of the terms hereof.  This Release and the Agreement contain the entire understanding andagreement  between  and  among  the  Parties  with  respect  to  the  matters  set  forth  herein.    No  other  agreements,  covenants,representations or warranties, express or implied, oral or written, have been made by any party with respect to the subject matter ofthis  Release.    All  prior  or  contemporaneous  conversations,  negotiations,  proposed agreements  and agreements,  or  representations,covenants and warranties with respect to the subject matter hereof are merged herein,  waived, superseded and replaced in total bythis Release.

9.  Knowledge  and  Investigation  Of  Release.    Each  Party  has  made  such  investigation  of  the  facts  pertaining  to  theAgreement and this Release, and all of the matters pertaining thereto, as each Party deemed necessary.  In entering into this Release,each Party assumes the risk of any misrepresentation, concealment, or mistake.  Should either Party subsequently discover that anyfact that it relied upon in entering into this Release was untrue, or that any fact was concealed from it, or that its understanding of thefacts or of the law was incorrect, such Party will not be entitled to any relief in connection therewith.  Without limiting the generalityof the foregoing, each Party surrenders any alleged right or Seller Claim or Company Claim (as appropriate) to set aside or rescindthis Release on any ground.  This Release is intended to be and is final and binding upon each Party and their successors and assigns.

10.  Newly  Discovered  Facts  or  Claims.    Each  Party  is  aware  that  it  may  hereafter  discover  a  Seller  Claim  orCompany  Claim (as  appropriate)  or  facts  in  addition  to  or  different  from it  now knows  or  believes  to  be  true  with  respect  to  thematters related herein.  Nevertheless, it is each Party’s intention to fully, finally, and forever settle and release all such matters, andall  Seller  Claims  or  Company  Claims  (as  appropriate)  relative  thereto,  which  now  exist,  heretofore  have  existed,  as  describedabove.    In  furtherance  of  such  intention,  the  releases  given  herein  will  remain  in  effect  as  full  and  complete  releases  of  all  suchmatters notwithstanding the discovery or existence of any additional or different Seller Claims or Company Claims (as appropriate)or facts related thereto.

11.  Free  Will.    Each  Party  hereby  warrants  and  represents  that,  in  executing  this  Release,  it  does  so  with  fullknowledge of any and all rights that it may have with respect to the matters set forth and the Claims released in this Release, that ithas received independent legal advice with respect to the matters set forth and the Seller Claims or Company Claims (as appropriate)released in this Release and with respect to the rights and asserted rights arising out of such matters, and that it is entering into thisRelease of its own free will.

12. Headings.    The  section  headings  contained  in  this  Release  are  inserted  for  convenience  only  and  shall  not  affectin any way the meaning or interpretation of this Release.

13.  Severability.    Any  term  or  provision  of  this  Release  that  is  invalid  or  unenforceable  in  any  situation  in  anyjurisdiction shall not affect the validity or enforceability of the remaining terms and provisions hereof or the validity or enforceabilityof the offending term or provision in any other situation or in any other jurisdiction.

59 

 

14. Binding Effect.  This Release shall be binding upon each Party and its successors and assigns.  

15.  Beneficiaries;  Amendments.    The  Parties  hereto  acknowledge  and  agree  that  each  of  the  Seller  Representativesand  the  Company  Representatives  are  intended  to  be  beneficiaries  of  this  Release,  and  shall  be  entitled  to  enforce  the  provisionsherein against Seller and Company (as appropriate) to the same extent as if they were parties hereto.  The delivery of a signature tothis Release by facsimile or electronic mail (including in pdf format) shall be sufficient for all purposes hereunder.  This Release maynot be changed, amended, modified, altered, interlineated, or supplemented, nor may any covenant, representation, warranty, or otherprovision hereof be waived, except by agreement in writing signed by the Parties.

16. Governing  Law.    This  Release  shall  be  governed  by,  construed  and  enforced  in  accordance  with  the  laws  of  theState of New York, without giving effect to any conflict or choice of law provision, other than Sections 5-1401 and 5-1402 of theNew York General Obligations Laws.

[Signature page follows]

60 

 IN WITNESS WHEREOF, this Release has been duly executed by the undersigned as of the date first above written.

   DOMINION GENERATION, INC.            By:    Name:    Title:     

 [Signature Page to Release]

 

    DOMINION BRIDGEPORT FUEL CELL, LLC  By: FuelCell Energy Finance, LLC, its sole member            By:    Name:    Title:   

 [Signature Page to Release]

 

EXHIBIT 10.114FIRST AMENDMENT TO LOAN AGREEMENT

This  FIRST AMENDMENT TO LOAN AGREEMENT (this  “  Amendment  ”),  dated  as  of  April  18,  2016  (the  “

Effective Date ”), is made by and among FUELCELL ENERGY FINANCE, LLC, a Connecticut limited liability company having itsprincipal office located at 3 Great Pasture Road, Danbury, Connecticut 06810 (hereinafter referred to as the “ Parent ”), RIVERSIDEFUELCELL,  LLC,  a  Delaware  limited  liability  company  having  its  principal  office  located  at  3  Great  Pasture  Road,  Danbury,Connecticut 06810 (“ Riverside Co-Borrower ”), and NRG ENERGY, INC., a Delaware corporation having an office address locatedat 211 Carnegie Center, Princeton, New Jersey 08540, its permitted successors and/or assigns (hereinafter referred to as the “ Lender”).    Each capitalized  term used and not  otherwise  defined herein  shall  have the meaning assigned thereto  in Article  I  of  the LoanAgreement (as defined below).

WHEREAS ,  Parent  and  Lender  entered  into  that  certain  Loan  Agreement  dated  as  of  July  30,  2014  (the  “  LoanAgreement ”), pursuant to which the Lender agreed to make certain Project Debt available to Co-Borrowers pursuant to the termsthereof; and

WHEREAS ,  pursuant  to that  certain Joinder Agreement  dated January 29,  2016 by and between Lender and RiversideCo-Borrower, Riverside Co-Borrower became a party to the Loan Agreement; and

WHEREAS , Parent has requested that Lender agree to amend the Loan Agreement as more particularly set forth herein;and

WHEREAS , the Lender is willing to agree to certain amendments specified below, in each case subject to the terms andconditions set forth herein.

NOW, THEREFORE , in consideration of the foregoing premises, and other good and valuable consideration, the receipt,sufficiency and adequacy of which are hereby acknowledged, the parties hereto agree as follows:

Section  1.  Amendments to the Loan Agreement .    Subject  to  the  terms  and  conditions  of  this  Amendment,  theLender agrees to amend the Loan Agreement as of the Effective Date as follows:  

(a) Clause (f) of the definition of “Indebtedness” is hereby deleted in its entirety and replaced with the following:

“(f) all Indebtedness of other Persons which (i) such Person has guaranteed or is otherwise recourse tosuch Person or (ii) is secured by a Lien on any property of such Person other than a Permitted Lien.” 

(b) The definition of “Permitted Lien” is hereby deleted in its entirety and replaced with the following:

“ Permitted Liens ”  shall  mean,  with  respect  to  any  asset  or  property  of  a  Person,  the  following:  (a)(i)  Lienssecuring taxes, assessments and other charges or levies imposed by any Governmental Authority (excluding anyLien imposed pursuant to

 

any  Hazardous  Materials  Laws)  or  (ii)  the  claims  of  materialmen,  mechanics,  carriers,  warehousemen  orlandlords for labor, materials, supplies or rentals incurred in the ordinary course of business, which, in each case,are not at the time required to be paid or discharged under Section 7. 3 ( h ) or Section 9. 7 of this Agreement;(b) Liens consisting of deposits  or pledges made,  in the ordinary course of business,  in connection with,  or tosecure  payment  of,  obligations  under  workers’  compensation,  unemployment  insurance  or  similar  ApplicableLaws;  (c)  Liens  consisting  of  encumbrances  in  the  nature  of  zoning  restrictions,  easements,  utility  companyrights  of  way,  and  rights  or  restrictions  of  record  on  the  use  of  real  property,  which  do  not  materially  detractfrom the value of such property or impair the intended use thereof in the business of such Person; (d) Liens infavor of the Lender; (e) such Liens as have been accepted by the Lender in writing; (f) Liens permitted under theSecurity Documents; (g) Liens incurred in connection with good faith deposits in connection with bids, tenders,contracts or leases to which such party is a party, or making deposits to secure public or statutory obligations, allas incurred in the ordinary course of business; ( h ) Liens consisting of rights-of-way and licenses affecting anyCo-Borrower’s real property which do not, in the aggregate, materially impair or interfere with the value of suchproperty, Co-Borrower’s business or Co-Borrower’s use of such property ; and (i) Liens granted by Parent of itsEquity Interests in subsidiaries that are not Co-Borrowers .

(c) A new Section 11.7(e) is hereby added as follows:

“(e)  Parent shall not permit Sponsor or any other Person to permit to exist any Lien upon the EquityInterest in Parent, or enter into any agreement that, directly or indirectly, incurs or permit to exist any Lien uponthe Equity Interest in Parent.

 (d)  Section  11.8  (iv)  is  hereby  deleted  in  its  entirety  and  replaced  with  the  following:  “(iv)  make  or  permit  toremain outstanding any loan or advance to, or own or acquire any stock or securities of, any Person (except, in the case ofParent, Equity Interests in Co-Borrowers or other subsidiaries that are developing fuel cell projects), and except that suchCo-Borrowers may invest in those investments permitted under the Loan Documents,”

 (e) Section 11.8(vii) is hereby deleted.

 Section  2.  Reservation of Rights . The  Lender  reserves  any  and  all  rights  which  it  has,  or  may  now  or  in  the

future  have,  to  exercise  any  and  all  powers,  rights,  remedies  and  privileges  under  the  Loan  Agreement  and  any  other  LoanDocuments  with  no impairment  or  prejudice  of  such power,  right,  remedy or  privilege.    No single  or  partial  exercise  of  any suchpower,  right,  remedy  or  privilege  shall  preclude  any  other  or  further  exercise  thereof  or  of  any  other  right,  power,  remedy  orprivilege, and all of such rights, powers, remedies and privileges are and shall continue to be cumulative.  No failure of the Lender toimmediately exercise any such power, right, remedy or privilege shall constitute or be deemed to constitute a waiver thereof or theacquiescence by the Lender with respect to any Default or Event of Default.

Section  3.  No Course of Dealing or Performance .    Each  of  the  Parent  and  Riverside  Co-Borrower  (collectively,the “ FCE Parties ”) acknowledges and agrees that the execution,

2 

 

delivery and performance of this Amendment by the Lender does not and shall not create (nor shall the FCE Parties rely upon theexistence  of  or  claim  or  assert  that  there  exists)  any  obligation  of  the  Lender  to  consider  or  agree  to  any  other  amendment  of  orwaiver or consent with respect to the Loan Agreement or any other Loan Document, or any other instrument or agreement to whichLender is a party (collectively, an “ Amendment or Consent ”), and in the event that the Lender subsequently agrees to consider anyrequested Amendment or Consent, neither the existence of this Amendment nor any other conduct of the Lender related hereto, shallbe of any force or effect on the Lender’s consideration or decision with respect to any such requested Amendment or Consent, andthe Lender shall not have any obligation whatsoever to consider or agree to any such Amendment or Consent.

Section  4.  Representations and Warranties . To  induce  the  Lender  to  enter  into  this  Amendment,  each  FCEParty  does  hereby  represent  and  warrant  that  as  of  the  Effective  Date  (as  defined  below),  after  giving  effect  to  the  amendmentscontained herein:

(a)  Each  representation  and  warranty  of  each  FCE  Party  under  the  Loan  Agreement  and  the  other  Loan  Documentsis true and correct in all material respects on and as of the Effective Date as if made on and as of such date, except to theextent such representation or warranty relates to an earlier date in which case it was true and correct as of such earlier date;

(b)  each  FCE  Party  has  the  power  and  authority,  and  has  taken  all  the  necessary  actions,  to  authorize  the  execution,delivery and performance of this Amendment;

(c)  this  Amendment  has  been  duly  executed  and  delivered  by  the  duly  authorized  officers  of  the  FCE  Parties,  andthis Amendment, the Loan Agreement as amended hereby (the “ Amended Agreement ”) and the other Loan Documents,are  the  legal,  valid  and  binding  obligation  of  each  FCE  Party  enforceable  against  each  FCE  Party  party  thereto  inaccordance  with  their  terms,  except  as  such  enforceability  may  be  limited  by  applicable  bankruptcy,  insolvency,reorganization  or  other  similar  laws  affecting  creditors’  rights  generally  and  by  principles  of  equity  relating  toenforceability; and

(d)  the  execution  and  delivery  of  this  Amendment  and  performance  of  this  Amendment  and  the  AmendedAgreement in accordance with their respective terms do not and will not, with the passage of time, the giving of notice orotherwise:  (A)  require  any  consent,  approval,  authorization,  permit  or  license,  governmental  or  otherwise  that  has  notalready been obtained or is not in full force and effect or violate any applicable law relating to any FCE Party; (B) conflictwith,  result  in  a  breach  of  or  constitute  a  default  under  (1)  the  articles  or  certificate  of  incorporation  or  formation  orbylaws,  operating  agreement  or  the  partnership  agreement,  as  the  case  may  be,  of  any  FCE  Party,  or  (2)  any  materialagreements of any FCE Party or by which any of its properties may be bound; or (C) result in or require the creation orimposition of  any Lien upon or with respect  to any property  now owned or hereafter  acquired by the FCE Parties  otherthan Permitted Liens.

Section  5. Fees and Expenses .    Parent  agrees  to  pay  all  reasonable  attorneys’  fees  of  Lender  to  the  extent  invoicedon or prior to the date hereof and related to the preparation and

3 

 

finalization of this Amendment , such payment to be made no later than ____days after the Effective Date .

Section  6. Loan Agreement; Other Loan Documents .    The  Amended  Agreement  and  the  other  Loan  Documentsremain in full force and effect in accordance with their respective terms and are hereby ratified and affirmed in all respects.  Exceptfor  the  amendments  set  forth  in  Section  1,  nothing  herein  shall  be  construed  to  limit,  affect,  modify  or  alter  any  FCE  Party’sobligations  under  the  Loan  Agreement  or  elsewhere  under  the  Loan  Documents.    This  Amendment  shall  not  be  construed  to:  (i)impair the validity,  perfection or priority of any lien or security interests securing the Obligations;  (ii)  waive or impair any rights,powers or  remedies  of  the Lender  under  the Loan Agreement  and the other  Loan Documents;  (iii)  constitute  an agreement  by theLender or require the Lender to extend the time for payment of any of the Obligations; or (iv) constitute a waiver of any right of theLender to insist on strict compliance by the FCE Parties with each and every term, condition and covenant of this Amendment, theAmended Agreement and the other Loan Documents to which it is a party in accordance therewith.

Section  7.  General . This  Amendment  (a)  shall  be  deemed  to  be  a  Loan  Document  and  (b)  embodies  the  entireunderstanding  and  agreement  among  the  parties  hereto  and  thereto  with  respect  to  the  subject  matter  hereof  and  thereof  andsupersedes all prior agreements, understandings and inducements, whether express or implied, oral or written.

Section  8.  Successors and Assigns .    This  Amendment  shall  be  binding  upon  and  inure  to  the  benefit  of  thesuccessors and permitted assigns of the parties hereto.

Section  9. Execution in Counterparts .    This  Amendment  may  be  executed  in  any  number  of  counterparts  and  bydifferent parties hereto in separate counterparts, each of which when so executed shall be deemed to be an original and all of whichtaken  together  shall  constitute  one  and  the  same  agreement.    Delivery  of  an  executed  counterpart  by  facsimile  shall  be  equallyeffective as delivery of a manually executed counterpart to this Amendment.

Section  10.  GOVERNING LAW .      THIS AMENDMENT AND THE RIGHTS AND OBLIGATIONS OFTHE PARTIES HEREUNDER SHALL BE GOVERNED BY, AND SHALL BE CONSTRUED AND ENFORCED INACCORDANCE WITH, THE LAWS OF THE STATE OF NEW YORK.

[signatures appear on the following pages]  

4 

 

IN WITNESS WHEREOF , the parties hereto have caused this Amendment to be executed by their respective dulyauthorized representatives as of the date first written above. 

FUELCELL ENERGY FINANCE, LLC         By:   /s/ Michael S. Bishop    Name:  Michael S. Bishop    Title:   Senior Vice President and CFO

of FuelCell Energy, its member 

RIVERSIDE FUELCELL, LLC         By:   /s/ Michael S. Bishop    Name:  Michael S. Bishop    Title:   Senior Vice President and CFO

of FuelCell Energy, its member 

NRG ENERGY, INC.         By:   /s/ Christopher S. Sotos    Name:   Christopher S. Sotos    Title:   Senior Vice President

 

 

Exhibit 21FuelCell Energy, Inc.

Subsidiaries of the Registrant Entity Name State / Country of IncorporationBakersfield Fuel Cell 1,, LLC * DelawareBRT Fuel Cell, LLC * New YorkCentral CA Fuel Cell 2, LLC * DelawareCentral CT Fuel Cell 1, LLC * ConnecticutCR Fuel Cell, LLC * New YorkDerby Fuel Cell, LLC * ConnecticutDFC ERG CT, LLC * ConnecticutEastern Connecticut Fuel Cell Properties, LLC * ConnecticutFarmingdale Fuel Cell, LLC * New YorkFCE FuelCell Energy Ltd. * CanadaFCE Korea Ltd. * South KoreaFuelCell Energy EU B.V *. NetherlandsFuelCell Energy Finance, LLC * ConnecticutFuelCell Energy Finance II, LLC * ConnecticutFuelCell Energy Solutions GmbH * GermanyGroton Fuel Cell 1, LLC * ConnecticutGroton Station Fuel Cell, LLC * ConnecticutHomestead Fuel Cell 1, LLC * ConnecticutLong Beach Trigen, LLC * DelawareMontville Fuel Cell Park, LLC * ConnecticutNew Britain Renewable Energy, LLC * DelawareRiverside Fuel Cell, LLC * DelawareSRJFC, LLC * DelawareTRS Fuel Cell, LLC * ConnecticutUCI Fuel Cell, LLC * DelawareVersa Power Systems, Inc. * DelawareVersa Power Systems Ltd. * CanadaYaphank Fuel Cell Park, LLC * New York * These entities are wholly-owned (direct or indirect) subsidiaries of FuelCell Energy, Inc.

Exhibit 23.1 

Consent of Independent Registered Public Accounting Firm

The Board of Directors FuelCell Energy, Inc.:

We consent to the incorporation by reference in the registration statements (Nos. 333-224154, 333-217250, 333-211092, 333-195848, 333-181021, 333-177045, 333-166164, and 333-140168) on Form S-8 and (Nos. 333-226792, 333-215530, 333-201428, 333-201427, 333-187290, 333-185221, and 333-166565) on Form S‑3 of FuelCell Energy, Inc. of our report dated January 10, 2019, with respect to theconsolidated balance sheets of FuelCell Energy, Inc. and subsidiaries as of October 31, 2018 and 2017, the related consolidated statements ofoperations and comprehensive loss, changes in equity, and cash flows for each of the years in the three-year period ended October 31, 2018,and the related notes (collectively, the “consolidated financial statements”), and the effectiveness of internal control over financial reportingas of October 31, 2018, which report appears in the October 31, 2018 annual report on Form 10‑K of FuelCell Energy, Inc.

 /s/ KPMG LLP

Hartford, Connecticut January 10, 2019

 Exhibit 31.1

CERTIFICATIONI, Arthur A. Bottone, certify that:   1. I have reviewed this annual report on Form 10-K of FuelCell Energy, Inc.;   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 thisreport;

   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 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 withinthose 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 forexternal 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 likelyto materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and

   5. The registrant’s other certifying officer 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 registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent function):   (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. January 10, 2019 /s/ Arthur A. Bottone

 

Arthur A. BottonePresident and Chief Executive Officer(Principal Executive Officer)

 

 

 Exhibit 31.2

CERTIFICATIONI, Michael Bishop, certify that:   1. I have reviewed this annual report on Form 10-K of FuelCell Energy, Inc.;   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 thisreport;

   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 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 withinthose 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 forexternal 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 quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely tomaterially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and

   5. The registrant’s other certifying officer 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 registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent function):   (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. January 10, 2019 /s/ Michael S. Bishop

 

Michael S. BishopSenior Vice President, Chief Financial Officer and  Treasurer(Principle Financial Officer and Principle Accounting Officer)

 

 

 Exhibit 32.1

CERTIFICATION PURSUANT TO18 U.S.C. SECTION 1350,

AS ADOPTED PURSUANT TOSECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002

In connection with the annual report of FuelCell Energy, Inc. (the “Company”) on Form 10-K for the year ended October 31, 2018 as filed with the Securities and ExchangeCommission on the date hereof (the “Report”), I, Arthur A. Bottone, President and Chief Executive Officer of the Company, certify, pursuant to 18 U.S.C. § 1350, as adoptedpursuant to § 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that:

(1) The Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 (15 U.S.C 78m or 78o(d)); and

(2) The information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. January 10, 2019 /s/ Arthur A. Bottone

 

Arthur A. BottonePresident and Chief Executive Officer(Principal Executive Officer)

 A signed original of this written statement has been provided to the Company and will be retained by the Company and furnished to the SEC or its staff upon request.

 

 Exhibit 32.2

CERTIFICATION PURSUANT TO18 U.S.C. SECTION 1350,

AS ADOPTED PURSUANT TOSECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002

In connection with the annual report of FuelCell Energy, Inc. (the “Company”) on Form 10-K for the year ended October 31, 2018 as filed with the Securities and ExchangeCommission on the date hereof (the “Report”), I, Michael Bishop, Chief Financial Officer of the Company, certify, pursuant to 18 U.S.C. § 1350, as adopted pursuant to § 906 ofthe Sarbanes-Oxley Act of 2002, that:

(1) The Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 (15 U.S.C 78m or 78o(d)); and

(2) The information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. January 10, 2019 /s/ Michael S. Bishop

 

Michael S. BishopSenior Vice President, Chief Financial Officer and Treasurer(Principal Financial Officer and Principal Accounting Officer)

 A signed original of this written statement has been provided to the Company and will be retained by the Company and furnished to the SEC or its staff upon request.