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。
国网新源控股有限公司(以下简称“国网新源”)是国家电网公司的全资子公司，负责开发建设和经营管理国家电网经营区域内的抽水蓄能电站及常规水电站，管辖单位51家，分布在18个省(市)，截至2014年底，管理装机容量3117万千瓦，其中：抽水蓄能电站24座，装机容量2543万千瓦(含在建770万千瓦);常规水电站10座，装机容量573.775万千瓦(已运行453.775万千瓦，在建120万千瓦);开展可研和预可研项目容量超过3000万千瓦。
截至2014年9月底，全国已建成抽水蓄能电站23家，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，抽水蓄能电站发展将提速。
为什么抽水蓄能电站大部分为电网企业所有?
2004年国家发改委印发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》(发改能源[2004]71号，简称71号文)以后，审批的抽水蓄能电站原则上全部采用电网全资建设经营机制，其成本纳入当地电网运行费用统一核定，并在销价中予以考虑。
71号文印发前审批但未定价的抽水蓄能电站，则采用了租赁费“包干”模式，即电站的成本回收、经营收益完全通过租赁费回收。一般情况下，国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定租赁费，并由电网企业承担50%，发电企业和用户各承担25%。发电企业承担部分通过认购抽水电量解决，抽水电量根据发电企业应承担的年租赁费、国家核定的抽水电价与某一电价(当地平均上网电价、燃煤标杆电价或中标企业核定电价)价差确定;用户承担部分纳入销售电价调整方案统筹解决。如河北张河湾、山西西龙池、山东泰山和广东惠州等抽水蓄能电站由国家核定租赁费。另外，个别抽水蓄能电站由电网公司和发电企业联合租赁，租赁费由抽水蓄能电站和电网公司、发电企业协商确定。如广州抽水蓄能电站就是采用的这种模式，其一期容量(120万千瓦)的50%由广东电网公司与中国广东核电集团联合租赁。
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也不断提高，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。
抽水蓄能电站存在哪些问题?
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。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。
全国23家抽水蓄能电站中，有21家为电网企业控股，投资运营主体大多为电网企业，其他投资主体难以进入。因此，必须建立多元化的投资机制，鼓励社会资本投资，促进抽蓄电站投资建设市场化，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。
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;电量电价体现调峰填谷效益，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，两部制电价推进工作无实质性进展。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“形同虚设”，电费结算也不同于完全市场化的交易结算。
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，未能充分发挥顶峰填谷等相应作用。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”。
国网和三峡的交易，对谁有利，对手有弊?
市场化是电改主题，在交易、价格完全市场化和调度机构独立规范运行的条件下，抽水蓄能应该会改变目前不死不活的状态，走向一个小繁荣。因为抽蓄电站既是大力大用户，又是发电厂，集合买电、卖电于一身，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，而且市场化将使低谷期低价电价格更低、高峰期高价电价格更高，因为价格既体现了供需，也是平衡供需的手段。市场化后，抽蓄电站将会以更低的价格买到一些风电、水电企业本该白白弃掉的电能，将会以更高的价格卖给那些在高峰期不愿被拉闸限电的工业用户。
由于目前抽蓄电站绝大部分在电网企业内部，所以价格传导机制没有发挥作用，我国发电企业上网电价和终端销售电价也没有放开，电网企业无法低价买到一些风电、水电企业本该白白弃掉的电能，也无法决定以浮动的、更高的电价卖给用户，所以电网企业没有积极性，抽蓄电站自然也没有发展的积极性。
国网和三峡的结合应该是看到了未来市场化后的新变化，三峡是水电企业，水电成本、电价均低于火电，而且存在弃水，二者合作，让将来两者买卖丰水期富余电力更为方便。实现双赢。
国网新源目前拥有2000多万装机，实际已经不小了，但三峡看中的不只是目前装机，我国抽蓄电站到2025年要发展到1亿千瓦，目前只有2500万左右，空间很大，三峡看中的是未来空间和一张抽蓄电站的敲门砖，目前电网公司明显不能容忍其他投资主体建设抽蓄电站，别人搞肯定赔钱，电网搞就能赚钱，因为电网掌握调度，但市场化后，调度独立规范运行，情况会大变，所以以自主投资、收购等方式把所有抽蓄电站握在手中，以不变应市场万变，是电网所谋。
那么输家是谁呢?是大火电企业，因为它们在低谷期没有竞价优势，很难和抽蓄电站达成交易，除了一些坑口电站。同时，水电等清洁能源因为交易带来更多电量，将进一步挤压火电利用小时空间，特别是在这样一个经济大环境下。
