India–Bhutan Hydropower: What Works—and Why Nepal Hasn’t Matched It (Yet)

The Bhutan–India model in a nutshell

For half a century, India and Bhutan have treated hydropower as a joint development project, not just a commodity trade. The core is an inter-governmental (IG) model: India finances and helps build Bhutan’s dams, guarantees long-term offtake into its grid on a cost-plus basis, and Bhutan earns export revenue and reliable rupee inflows. The framework was formalized in a 2006 bilateral agreement (later updated), which explicitly targets large, multi-decade power imports from Bhutan and spells out financing and market access. (indembthimphu.gov.in, ETH Zurich Files)

The project portfolio (highlights)

• Chukha (336 MW) — Bhutan’s first “mega” plant; financed 60% grant / 40% loan from India, commissioned in the 1980s; became the country’s single biggest revenue source for years. (Wikipedia)

• Kurichhu (60 MW) — Also 60/40 grant-loan financing, early 2000s. (Wikipedia)

• Tala (1,020 MW) — Commissioned mid-2000s; dramatically lifted exports to India.

• Mangdechhu (720 MW) — Commissioned in 2019 under the updated IG terms (~70% debt / 30% grant). The export tariff was set at ₹4.12/kWh—a cost-plus price negotiated with India. (Asian Development Bank, Factor This™)

• Punatsangchhu-I (1,200 MW) — Long delays and redesigns after geotechnical problems on the right bank; a cautionary tale about Himalayan geology and cost overruns.

• Punatsangchhu-II (1,020 MW) — Entered final commissioning in 2025, adding roughly 1 GW and lifting Bhutan’s capacity by about 40%. (indembthimphu.gov.in)

• Dagachhu (126 MW) — A path-breaking JV with Bhutan’s DGPC and India’s Tata Power, with a long-term sale to India via PTC. (Ministry of External Affairs)

How Bhutan has benefitted

1. Fiscal and external stability. Hydropower exports to India have funded Bhutan’s signature investments in health, education and near-universal electrification; the World Bank repeatedly highlights hydropower-for-development as a pillar of Bhutan’s model. In many years, hydropower has provided a large share of export earnings and public revenue, underpinning social spending. (World Bank, GTAI, Ministry of Finance Bhutan)

2. Assured market access on transparent pricing. India’s guarantee to buy surplus power at cost-plus terms reduces market risk and helps make large dams bankable for a small economy. That “assured offtake + concessional finance” combination is rare—and central to the model’s success.

3. Grid integration and timely payments. Dedicated 400 kV corridors into India’s load centers mean Bhutan does not carry balancing risk; sales settle in Indian rupees, which Bhutan needs for trade. (indembthimphu.gov.in)

…and the real risks Bhutan has had to manage

• Project concentration & debt. Hydropower dominates the export basket; major delays (notably Punatsangchhu-I) have produced cost escalations and left Bhutan with a large stock of hydro-related external debt—even if much of it is on India-linked, concessional terms. Policymakers and multilateral reports flag the macro-exposure to hydrology, construction risk and price cycles. (Dialogue Earth, World Bank)

• Tariff and financing mix evolution. Over time, the grant share has fallen and the debt share has risen (e.g., Mangdechhu ~70/30 vs. earlier 60/40 on Chukha/Tala). That’s fiscally tougher for Bhutan, though still paired with India’s market guarantee. (Asian Development Bank, Wikipedia)

Has India been “fair” to Bhutan?

On balance, the evidence says yes—with caveats that both sides acknowledge. India has: (a) financed and co-executed megaprojects in a logistically extreme environment; (b) shouldered market and grid integration risks with assured, cost-plus offtake; and (c) kept pricing and purchase commitments predictable enough for Bhutan to plan social spending around them. Where challenges exist—geotechnical failures, cost overruns, evolving loan/grant mixes—they reflect the realities of high-Himalayan construction economics more than one-sidedness in the relationship. (Asian Development Bank)

The Nepal comparison: Huge rivers, thin results

By resource endowment, Nepal dwarfs Bhutan: ~83,000 MW of theoretical hydro potential, ~42,000 MW economically viable. Yet, after a century of starts and stops, only a fraction is built, and the country has alternated between shortages and seasonal surpluses. The gap is not geology—it’s policy and politics. (World Bank)

What has moved forward lately

• A game-changing long-term trade deal. In January 2024, India and Nepal signed a 25-year power-trade agreement under which India will import 10,000 MW over 10 years—a Bhutan-style market assurance that should crowd in investment. (Kathmandu Post, Reuters, SASEC)

• First-ever Nepal→Bangladesh export via India. In June 2025, 40 MW flowed from Nepal to Bangladesh using India’s grid—India acting as a regional hub. This is the template for trilateral South Asian power trade. (Reuters)

• Real transmission build-out. The Dhalkebar–Muzaffarpur 400 kV line is live (being up-rated), and New Butwal–Gorakhpur 400 kV is under implementation—plus two new 400 kV lines (Inaruwa–Purnea and Dododhara/Lamki–Bareilly) agreed in 2025. These are the arteries Nepal long needed. (cercind.gov.in, infomerics.com, risingnepaldaily.com)

• Indian investments on the ground. Arun-3 (900 MW) by SJVN is in late-stage construction; Lower Arun (669 MW) is moving into licensing/construction; West Seti–Seti-6 (~1,200 MW) was handed to India’s NHPC in 2022. These, along with dozens of Nepali IPPs, could finally scale exports. (The Economic Times, slpdc.com.np, ibn.gov.np)

Why Nepal still underperforms its potential

1. Stop-go politics and policy inconsistency. The 1996 Mahakali Treaty’s Pancheshwar mega-dam (5,600 MW) remains stuck over DPR/benefit-sharing disputes three decades on; Budhi Gandaki swung between sponsors and cancellations with each government change. That kind of churn makes financiers skittish and timelines elastic.

2. Hydropower as a political football. Major parties routinely play to nationalist sentiment—especially during diplomatic spats—making it risky to close bankable, cross-border deals. Analysts after the 2015 blockade noted how anti-India narratives became campaign tools; that pattern hasn’t entirely gone away.

3. Regulatory/geopolitical misalignment. India’s cross-border trade rules now enable exchange and market access (including day-ahead and real-time markets), but also place guardrails on projects with sensitive ownership structures. Developers who ignore those rules discover late that their power can’t reach India’s market.

Bottom line: Nepal’s barrier is not India’s unwillingness to cooperate; it’s the domestic inability to keep a steady course long enough to bring multi-billion-dollar river basins from MoU to COD.

Lessons from Bhutan for Nepal

• Lock in the market first. Nepal’s 2024 long-term trade deal with India is the single most important Bhutan-style step it has taken. Now convert it into project-specific PPAs (5–10–25 years) quickly. (Kathmandu Post)

• De-politicize the pipeline. Create cross-party “do-not-politicize” compacts for strategic river projects (Koshi, Gandaki, Karnali), with automatic continuity across governments and binding dispute-resolution timelines on DPRs and benefit-sharing. (Contrast: Bhutan’s hydropower has remained above day-to-day politics.) (indembthimphu.gov.in)

• Finish the arteries. Put 400 kV lines on war-footing—New Butwal–Gorakhpur, Inaruwa–Purnea, Lamki–Bareilly—so storage and peaking plants have firm evacuation. Transmission enables all projects; no lines, no exports. (risingnepaldaily.com)

• Align with India’s CBTE rules early. If ultimate offtake is India (or India-facilitated), ensure project ownership and contracts are compliant from day one to avoid late-stage shocks.

• Sequence storage + run-of-river. Bhutan married run-of-river with better seasonal balancing via India’s grid; Nepal needs a storage-heavy tranche (e.g., West Seti/SR-6) to turn monsoon surpluses into firm winter supply for premium tariffs. (ibn.gov.np)

Verdict

• Bhutan: A generally fair, mutually beneficial partnership with India that has delivered real national gains—revenues, social spending, and now another ~1 GW in 2025—despite delays and debt concerns that both sides must continue managing. (indembthimphu.gov.in, World Bank)

• Nepal: Enormous potential and, at last, the right regional framework (long-term trade deal; first export to Bangladesh via India). What keeps Nepal from a Bhutan-like outcome is not capacity or interest from India, but domestic political volatility, inconsistent policy execution, and treating India as a convenient punching bag. Fix those—and Nepal can outperform Bhutan on pure scale within a decade. (Kathmandu Post, Reuters)

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Sources (selected): India–Bhutan hydropower treaties & project docs; Bhutan Electricity Authority tariff orders; World Bank country reports; Indian Embassy releases; Kuensel/The Bhutanese reporting; Reuters/AP/Kathmandu Post on Nepal–India power trade; ORF analysis on Nepal’s political rhetoric. Inline citations point to the most load-bearing items.

भारत–भूटान जलविद्युत् सहकार्य: सफल मोडल र नेपालले अझै किन पछि पर्न पुग्यो

भूटान–भारत मोडलको सारांश

पछिल्ला पाँच दशकदेखि भारत र भूटानले जलविद्युतलाई संयुक्त विकास परियोजनाको रूपमा अघि बढाएका छन्, केवल माल व्यापारको रूपमा होइन। मुख्य मोडल अन्तर–सरकारी (IG) हो: भारतले वित्तीय सहयोग गर्छ, भूटानमा बाँध निर्माणमा सहकार्य गर्छ, लामो अवधिसम्म बिजुली खरिदको ग्यारेन्टी दिन्छ, र भूटानले निर्यात आम्दानी र स्थिर भारतीय रुपैयाँ पाउँछ। यो ढाँचा 2006 को द्विपक्षीय सम्झौताले औपचारिक बनायो, जसमा दशकौं लामो आयात/निर्यात लक्ष्य, वित्तीय संयन्त्र र बजार पहुँच प्रस्ट्याइएको छ।

प्रमुख परियोजनाहरू

• छुखा (336 मेगावाट) — भारतको ६०% अनुदान / ४०% ऋण सहयोगमा १९८० दशकमा बनेको, लामो समयसम्म भूटानको प्रमुख राजस्व स्रोत।

• कुरीचु (६० मेगावाट) — छुखासँग मिल्दोजुल्दो वित्तीय संयोजनमा बनेको, २००० दशकको सुरुवातमा।

• ताला (१,०२० मेगावाट) — २००० दशकको मध्यमा उत्पादन सुरु, भारततर्फ निर्यात निकै बढ्यो।

• माङदेचु (७२० मेगावाट) — २०१९ मा सञ्चालनमा, नयाँ ७०% ऋण / ३०% अनुदान मोडलमा। भारतलाई रु ४.१२/युनिट को लागत–प्लस दरमा निर्यात।

• पुनात्साङचु-I (१,२०० मेगावाट) — भौगर्भिक समस्याले लामो ढिलाइ, लागत वृद्धि।

• पुनात्साङचु-II (१,०२० मेगावाट) — २०२५ मा अन्तिम सञ्चालनमा, करिब ४०% क्षमतामा वृद्धि।

• डगाचु (१२६ मेगावाट) — भूटानको DGPC र भारतको टाटा पावरबीचको संयुक्त लगानी।

भूटानले पाएको फाइदा

1. राजस्व र स्थिरता। जलविद्युत निर्यातले शिक्षा, स्वास्थ्य, विद्युतिकरणमा लगानी सम्भव गराएको छ। कतिपय वर्षमा कुल राजस्वको ठुलो अंश यहीँबाट आएको छ।

2. निश्चित बजार। भारतले दीर्घकालीन खरिद ग्यारेन्टी दिएकोले जोखिम घट्छ, जसले ठूला परियोजना वित्तपोषण गर्न सजिलो बनाउँछ।

3. ग्रिड एकीकरण। ४०० kV प्रसारण लाइनहरूले भारतको बजारसँग सीधा जडान दिन्छन्।

भूटानका जोखिम

• ऋण निर्भरता। पुनात्साङचु-I जस्ता परियोजनाले ढिलाइ र लागत वृद्धि ल्याएको छ, जसले बाह्य ऋण बढाएको छ।

• अनुदान–ऋण अनुपात। सुरुमा ६०/४० थियो, अहिले ३०/७० मोडलमा पुग्दा ऋण बोझ बढेको छ।

भारतले भूटानलाई न्यायपूर्ण व्यवहार गर्‍यो?

सामान्यतया हो। भारतले:

• कठिन भौगोलिक क्षेत्रमा ठूला बाँध निर्माण सहयोग गर्‍यो,

• निश्चित मूल्यमा बिजुली खरिद ग्यारेन्टी दियो,

• वित्तीय जोखिम कम गर्‍यो।
  यद्यपि ढिलाइ, लागत वृद्धि वा ऋण अनुपात परिवर्तनले चुनौती थपे पनि यी बढी भौगोलिक–आर्थिक यथार्थसँग जोडिएका छन्।

नेपालसँग तुलना: प्रशस्त नदी, थोरै नतिजा

भण्डारण र सम्भाव्य क्षमता दुवैमा नेपाल भूटानभन्दा धेरै अगाडि छ (~८३,००० मेगावाट सम्भावना, ~४२,००० मेगावाट आर्थिकरूपमा व्यावहारिक), तर दशकौंको राजनीतिक अस्थिरताले ठूला उपलब्धि रोक्यो।

पछिल्ला प्रगति

• २५ वर्षे व्यापार सम्झौता (२०२४)। भारतले १० वर्षभित्र १०,००० मेगावाट आयात गर्ने ग्यारेन्टी।

• पहिलो त्रिपक्षीय निर्यात (२०२५)। नेपालबाट बंगलादेशलाई ४० मेगावाट निर्यात भारतको ग्रिड प्रयोग गरेर।

• नयाँ प्रसारण लाइनहरू। धल्केबर–मुजफ्फरपुर सञ्चालनमा, नयाँ बुटवल–गोरखपुर, इनरुवा–पूर्णिया, लाम्की–बरेली जस्ता लाइनहरू निर्माणाधीन।

• ठूला भारतीय लगानी। अरुण-३ (९०० मेगावाट), लोअर अरुण (६६९ मेगावाट), पश्चिम सेती–सेती-६ (~१,२०० मेगावाट) भारतका कम्पनीहरूले निर्माण गर्दैछन्।

किन नेपाल अझै पछि?

1. राजनीतिक अस्थिरता। महाकाली संधि अन्तर्गतको पञ्चेश्वर (५,६०० मेगावाट) दशकौं अड्किएको छ।

2. राष्ट्रवादको राजनीति। नेताहरूले भारतविरुद्धको भावनालाई भोट बैंकका लागि प्रयोग गर्छन्, जसले दीर्घकालीन परियोजना असुरक्षित बनाउँछ।

3. नियम र समन्वय अभाव। भारतको क्रस–बोर्डर व्यापार नियमअनुसार योजना नबनाउँदा परियोजनाले पछि निर्यात अनुमति पाउँदैनन्।

नेपालका लागि सिकाइ

• बजार ग्यारेन्टीलाई प्राथमिकता दिनु। २५ वर्षे सम्झौतामा आधारित दीर्घकालीन PPAहरू (५–१०–२५ वर्ष) गर्नुपर्छ।

• राजनीतिक सहमति। कोशी, गण्डकी, कर्णाली जस्ता नदी योजनाहरूमा दलहरूबीच ‘न–राजनीतिकरण’ समझदारी।

• प्रसारण लाइन छिटो पूरा गर्नु। ठूला भण्डारण परियोजनाका लागि आधारभूत पूर्वाधार।

• भारतसँग नियम अनुपालन। सुरु देखि नै भारतीय CBTE नियमअनुसार लगानी संरचना मिलाउनु।

• भण्डारण + रन–अफ–रिभर संयोजन। मौसमी असन्तुलन कम गर्न भण्डारणयुक्त आयोजना आवश्यक।

निष्कर्ष

• भूटान: भारतसँगको साझेदारीले राजस्व, सामाजिक खर्च, र ~१ गिगावाट नयाँ क्षमता (२०२५) दिलाएको छ। केही ऋण र ढिलाइ भए पनि सहकार्य न्यायपूर्ण र पारदर्शी रह्यो।

• नेपाल: विशाल सम्भावना, तर राजनीतिक अस्थिरता र भारतलाई बलिको बोको बनाउने प्रवृत्तिले प्रगति रोक्यो। स्थिर नीतिगत ढाँचा र भूटान–शैली सहकार्यले मात्र नेपाललाई आफ्नो क्षमतामा पुर्‍याउन सक्छ।

भारत–भूटान जलविद्युत सहयोग: सफल मॉडल और नेपाल की पीछे रह जाने की कहानी

भूटान–भारत मॉडल का सार

पिछले पाँच दशकों से भारत और भूटान ने जलविद्युत को संयुक्त विकास परियोजना के रूप में आगे बढ़ाया है, केवल वस्तु व्यापार के रूप में नहीं। इसका मुख्य आधार अंतर-सरकारी (IG) मॉडल है: भारत वित्तपोषण करता है, बाँध बनाने में मदद करता है, लंबे समय तक बिजली खरीदने की गारंटी देता है, और भूटान को निर्यात से राजस्व और स्थिर भारतीय रुपये की आमद होती है। यह ढाँचा 2006 के द्विपक्षीय समझौते से औपचारिक हुआ, जिसमें दशक भर की आयात/निर्यात योजनाएँ, वित्तीय प्रावधान और बाजार पहुँच स्पष्ट की गईं।

प्रमुख परियोजनाएँ

• छुखा (336 मेगावाट) — भारत से 60% अनुदान / 40% ऋण सहयोग, 1980 के दशक में शुरू; लंबे समय तक भूटान की आय का मुख्य स्रोत।

• कुरीचु (60 मेगावाट) — छुखा जैसी ही वित्तीय संरचना, 2000 के दशक की शुरुआत।

• ताला (1,020 मेगावाट) — 2000 के दशक के मध्य में चालू, भारत को बिजली निर्यात में बड़ा उछाल।

• मांगदेचु (720 मेगावाट) — 2019 में चालू, नए मॉडल में 70% ऋण / 30% अनुदान। भारत को ₹4.12/यूनिट की लागत-प्लस दर पर निर्यात।

• पुनात्सांगचु-I (1,200 मेगावाट) — भौगर्भिक समस्याओं से लंबी देरी और लागत वृद्धि।

• पुनात्सांगचु-II (1,020 मेगावाट) — 2025 में चालू, भूटान की क्षमता में लगभग 40% की वृद्धि।

• डगाचु (126 मेगावाट) — भूटान की DGPC और भारत की टाटा पावर की संयुक्त परियोजना।

भूटान को हुए फायदे

1. राजस्व और स्थिरता। बिजली निर्यात ने शिक्षा, स्वास्थ्य और ग्रामीण विद्युतीकरण में निवेश संभव किया। कई वर्षों में राजस्व का बड़ा हिस्सा इसी से आया।

2. निश्चित बाजार। भारत की गारंटी से वित्तीय जोखिम घटा, जिससे बड़े प्रोजेक्ट संभव हुए।

3. ग्रिड एकीकरण। 400 kV की ट्रांसमिशन लाइनें सीधे भारत के लोड सेंटर्स तक बिजली पहुँचाती हैं।

भूटान की चुनौतियाँ

• ऋण निर्भरता। पुनात्सांगचु-I जैसी परियोजनाओं की देरी और लागत वृद्धि ने बाहरी ऋण का बोझ बढ़ाया।

• अनुदान–ऋण अनुपात। शुरुआत में 60/40 था, अब 30/70 हो गया है, जिससे ऋण का दबाव बढ़ा है।

क्या भारत ने भूटान के साथ न्याय किया?

कुल मिलाकर हाँ। भारत ने:

• कठिन हिमालयी भूगोल में बाँध निर्माण में मदद की,

• लागत-प्लस दर पर बिजली खरीदने की गारंटी दी,

• बाजार जोखिम कम किया।
  हालाँकि देरी और लागत वृद्धि की चुनौतियाँ आईं, वे ज़्यादा भूगोल और निर्माण-आर्थिक वास्तविकताओं से जुड़ी हैं, न कि भारत की अनुचित नीति से।

नेपाल की तुलना: विशाल नदियाँ, सीमित उपलब्धि

क्षमता के हिसाब से नेपाल भूटान से बहुत आगे है (~83,000 मेगावाट संभावित, ~42,000 मेगावाट व्यावहारिक), लेकिन राजनीतिक अस्थिरता और नीति असंगति से दशकों तक प्रगति बाधित रही।

हाल की प्रगति

• 25 वर्षीय व्यापार समझौता (2024)। भारत 10 वर्षों में 10,000 मेगावाट बिजली खरीदने की गारंटी देगा।

• पहला त्रिपक्षीय निर्यात (2025)। नेपाल से बांग्लादेश को 40 मेगावाट बिजली भारत के ग्रिड के माध्यम से।

• नई ट्रांसमिशन लाइनें। धल्केबर–मुजफ्फरपुर चालू, बुटवल–गोरखपुर, इनरुवा–पूर्णिया, लाम्की–बरेली जैसी लाइनें निर्माणाधीन।

• भारतीय निवेश। अरुण-3 (900 मेगावाट), लोअर अरुण (669 मेगावाट), वेस्ट सेती–सेती-6 (~1,200 मेगावाट) जैसी परियोजनाएँ भारत की कंपनियाँ बना रही हैं।

नेपाल अभी क्यों पीछे?

1. राजनीतिक अस्थिरता। महाकाली संधि के तहत पंचेश्वर (5,600 मेगावाट) दशकों से अटका है।

2. राष्ट्रवाद की राजनीति। नेता अक्सर भारत विरोधी भावनाओं को वोट बैंक के लिए इस्तेमाल करते हैं, जिससे दीर्घकालीन परियोजनाएँ असुरक्षित हो जाती हैं।

3. नियम और समन्वय की कमी। भारत के क्रॉस-बॉर्डर नियमों को ध्यान न देने से परियोजनाओं को बाद में निर्यात अनुमति नहीं मिलती।

नेपाल के लिए सीख

• बाजार गारंटी सुनिश्चित करें। 25 वर्षीय समझौते के आधार पर दीर्घकालीन PPA (5–10–25 वर्ष) करने चाहिए।

• राजनीतिक सहमति। कोसी, गंडकी, कर्णाली जैसी नदियों की परियोजनाओं को "राजनीति से अलग" रखा जाए।

• ट्रांसमिशन लाइन पूरी करें। भंडारण परियोजनाओं के लिए यह बुनियादी शर्त है।

• भारत के नियमों का पालन। शुरू से ही CBTE नियमों के अनुसार निवेश संरचना होनी चाहिए।

• भंडारण + रन-ऑफ-रिवर संयोजन। मौसमी असंतुलन दूर करने के लिए स्टोरेज परियोजनाएँ ज़रूरी हैं।

निष्कर्ष

• भूटान: भारत के साथ साझेदारी ने राजस्व, सामाजिक खर्च और 2025 में ~1 गिगावाट नई क्षमता दी है। कुछ ऋण और देरी की चुनौतियाँ रही हैं, लेकिन सहयोग न्यायपूर्ण और लाभकारी रहा है।

• नेपाल: अपार संभावनाएँ हैं, पर राजनीतिक अस्थिरता और भारत को बलि का बकरा बनाने की प्रवृत्ति ने प्रगति रोकी है। स्थिर नीति और भूटान-शैली का सहयोग अपनाकर ही नेपाल अपनी वास्तविक क्षमता तक पहुँच सकता है।