7月20日，国家电网与长江三峡集团签订协议，以现金方式对国网新源控股进行增资，增资完成后，国家电网持股70%，长江三峡集团持股30%，双方将目前拥有及今后获取的抽水蓄能电站储备项目，统一纳入国网新源控股进行开发和运营。
目前，我国抽水蓄能电站总体上存在发展慢、电价机制待完善、电站作用未充分发挥、投资主体单一等问题，导致部分机组利用率较低、顶峰发电能力未能充分发挥。
此次国家电网与长江三峡集团的合作应该说是对抽水蓄能电站投资多元化的探索，推进了抽水蓄能电站投资建设市场化进程，但距离真正的市场化还有很远。
不论是从水电站的角度，还是从储能装置的角度来看抽水蓄能电站，它都是一个效率和经济性损失的过程，但它具有调峰、填谷、调频、调相、备用和黑启动等多种功能，而且运行灵活、反应快速，这是它的价值所在。特别是我国电力系统规模不断扩大，用电负荷和峰谷差持续加大，电力用户对供电质量要求不断提高，随机性、间歇性新能源在大规模开发和并网消纳，这些都需要抽水蓄能电站的配合。
截至2014年9月底，全国已建成抽水蓄能电站23座，装机容量2151万千瓦，
我国计划到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右。
因此，抽水蓄能电站发展必须提速。抽水蓄能电站要想加快发展，必须要解决投资机制、价格机制和运行机制三个主要问题。
首先，目前我国抽水蓄能电站建设在原则上全部采用电网全资，导致全国23座抽水蓄能电站中，有21座为电网企业控股，其他投资主体难以进入。
这与新电改推进电力市场化难以适应，抽水蓄能电站在发育完全的电力市场中才能真正体现其价值和经济性。在交易、价格完全市场化和调度机构相对独立、规范运行的条件下，抽水蓄能电站才能真正回归既是电力大用户，又是发电厂，集合买电、卖电于一身的定位，将来还可以直接面向用户进行售电，所以走向市场化后，它注定是一个低买高卖的商家，通过影响电力供需来体现价值。
因此，必须建立多元化的投资机制，鼓励社会资本投资，促进投资建设市场化，建立多方受益的抽水蓄能电站效益实现形式，调动各方发展抽水蓄能电站的积极性，才能让抽水蓄能电站发展更快。
其次，目前我国抽水蓄能电站存在三种定价方式：单一容量电价、单一电量电价和两部制电价。
容量电价体现辅助服务价值，但如果单一执行，则电站无发电积极性;电量电价体现调峰效益，但如果单一执行，电站就往往会多发超发;两部制电价较为科学，但相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，而且两部制电价推进工作也无实质性进展。从长远来看，以市场竞价等方式实现抽水蓄能电站电价市场化是最终方向。
同时，由于抽水蓄能电站大部分为电网企业控股，电站的买电和卖电交易实则都在电网企业内部消化，所以，抽水蓄能电站的抽水电价、上网电价在一定程度上“形同虚设”，电费结算也不同于完全市场化的交易结算。
再次，抽水蓄能电站存在的最大价值不是多发电，也不是少发电，而是在电网最需要的时间节点、以最合适的出力发电，这是最理想的运行状态。
然而目前很多抽水蓄能电站由于电网调度运行不规范等因素导致运行需求不足，未能充分发挥调峰等相应作用。因此，需要综合考虑系统顶峰需求、低谷深度调峰、电网事故备用和可再生能源全额保障性收购等因素制定调度标准，防止“建而不用”或“过度使用”。
电力市场化改革为抽水蓄能电站发展带来了机遇，建立多元化的投资机制，建立市场化的价格形成机制，建立规范、独立的调度运行机制，抽水蓄能电站才能健康发展。
