FR 2977089 A1 20121228 FR 1101887 A 20110617 L'invention concerne un système intégré de stockage de masse d'énergie électrique sous forme chimique, puis de restitution de cette énergie, comportant des opérations d'électrolyse et de méthanisation pendant le stockage et d'oxycombustion pendant la restitution, couplées par des réservoirs de méthane, d'oxygène, de dioxyde de carbone et d'eau. Les systèmes de production d'électricité évoluent vers une incorporation croissante d'énergies d'origine renouvelable, avec des perspectives que ces dernières représentent des fractions majoritaires, voire la totalité, des sources de production d'électricité à l'horizon 2030-2050. Les énergies renouvelables comprennent notamment (1) l'éolien, (2) le solaire photovoltaïque, (3) l'hydroélectricité au fil de l'eau, (4) l'énergie des vagues marines, (5) l'énergie marémotrice, (6) la géothermie et (7) l'hydroélectricité de barrage. Cet objectif est visé pour trois raisons principales : (1) à court terme, la combustion de combustibles carbonés fossiles (charbon, pétrole, gaz), produit des gaz à effet de serre, en particulier du dioxyde de carbone, qui provoquent un réchauffement du climat et une dégradation des conditions de production agricole menaçant la survie même de populations vulnérables et la paix internationale ; (2) les réserves de combustibles carbonés fossiles et nucléaires sont par définition finies, car les minéraux ne se reconstituent pas aux échelles de temps historiques, et l'épuisement des réserves de certains de ces combustibles se traduit par un pic de production prévu dans les années 2010-2020 pour le pétrole ; enfin (3) l'exploitation de l'énergie nucléaire est jugée dangereuse, en particulier à la suite des accidents industriels de 1979 (Three Mile Island, États-Unis d'Amérique), 1986 (Tchernobyl, Ukraine) et 2011 (Fukushima n°l, Japon). Cependant, l'usage des énergies renouvelables pour assurer la majorité ou la totalité de la production d'électricité se heurte à un obstacle majeur. Les énergies renouvelables sont pour la plupart d'entre elles disponibles uniquement lorsque les phénomènes naturels à leur origine sont présents. Ainsi : - l'éolien est disponible lorsque le vent souffle, et la puissance disponible dépend fortement de la vitesse de celui-ci (loi d'évolution au cube de la vitesse du vent) - le solaire photovoltaïque est disponible le jour (dont la durée dépend de paramètres 30 astronomiques, latitude et instant dans le cycle des saisons), et la puissance disponible dépend de combien la lumière solaire est atténuée ou non par les nuages - la puissance disponible avec l'hydroélectricité au fil de l'eau est directement proportionnelle au débit instantané du cours d'eau - l'énergie des vagues est disponible lorsque la houle est présente, et la puissance 5 disponible dépend de l'amplitude de cette houle - l'énergie marémotrice dépend de l'instant dans le cycle de la marée et de l'ampleur de celle-ci (qui elle-même dépend de facteurs astronomiques liés à l'instant dans le cycle des saisons et à la phase de la lune). Par contraste avec cette production irrégulière, intermittente et dépendant de phénomènes 10 naturels, la consommation d'électricité par les activités humaines est pilotée par les besoins humains et sociaux, et combine une consommation de base, correspondant à des activités non interruptibles (industrielles, de réseau, de sécurité des personnes et des biens, de santé), et une consommation fluctuant avec l'heure de la journée, le jour de la semaine et les saisons. 15 Dans la situation prévalant en 2011, où l'électricité d'origine renouvelable est marginale dans la production, l'inadéquation temporelle entre la production d'origine renouvelable et la consommation humaine est compensée par la mise en service d'équipements de production d'électricité dont l'instant de mise en service et la puissance produite sont commandables. Ces équipements sont (marginalement) les dispositifs commandables de 20 production d'électricité renouvelable que sont la géothermie et l'hydroélectricité de barrage, et très majoritairement les centrales électriques alimentées aux combustibles carbonés fossiles (charbon, gaz, marginalement pétrole) et à l'énergie nucléaire. Dans un scénario où l'essentiel, voire la totalité, de l'électricité provient de sources renouvelables, ce recours à des équipements commandables de production d'électricité 25 s'appuyant sur des combustibles minéraux (carbonés fossiles ou nucléaires) n'est plus envisageable. Il apparaît donc un problème technique majeur de stockage de l'électricité. Ce stockage doit compenser l'inadéquation temporelle entre production d'origine renouvelable et consommation humaine, à une échelle de quelques heures (variations circadiennes), de quelques jours (variations hebdomadaires), ou de plusieurs mois 30 (variations saisonnières). Pour résoudre ce problème technique, un dispositif de stockage d'électricité doit satisfaire les contraintes suivantes : - il doit être massif, et permettre de stocker de l'ordre de plusieurs mois de consommation de l'unité géographique considérée région, pays, union continentale comme l'Union Européenne) pour compenser les écarts saisonniers entre production et consommation il doit mobiliser des ressources naturelles largement disponibles, afin de ne pas être contraint par un manque de matières premières rares - il doit être non polluant et sûr - il doit fonctionner sans émettre de gaz à effet de serre, tels le dioxyde de carbone, afin que le bénéfice qui existe à utiliser des sources d'énergie renouvelables pour préserver le climat ne soit pas perdu du fait de ce dispositif de stockage - son rendement doit être correct, afin que l'énergie stockée à un instant donné soit restituée ultérieurement sans pertes rédhibitoires. La présente invention a pour objectif de répondre à l'ensemble de ces contraintes 15 techniques. Les dispositifs classiques de stockage de l'électricité sont les suivants : (1) le stockage chimique dans des batteries d'accumulateurs, (2) le stockage mécanique dans des masses tournant à grande vitesse, appelés volants d'inertie, (3) le stockage mécanique sous forme de deux lacs de retenue d'eau à des altitudes différentes, selon un procédé appelé pompage 20 - turbinage, (4) le stockage mécanique sous forme d'air comprimé. Le stockage chimique dans des batteries d'accumulateurs présente les inconvénients suivants : - utilisation de matériaux métalliques, dont certains, selon les technologies utilisées, sont rares (Nickel, Cadmium, Cobalt) et ne sont donc pas compatibles avec un 25 stockage de masse - une restitution d'électricité sous forme de courant continu à très basse tension (quelques volts), générant des pertes lors de la conversion en courant alternatif à une tension compatible avec le réseau, largement supérieure et égale à quelques centaines de Volt à plusieurs centaines de kiloVolt - une dégradation des performances au terme d'un certain nombre de cycles de charge - décharge, ce qui limite la durée de vie de l'installation. Le stockage mécanique sous forme de volant d'inertie présente principalement 5 l'inconvénient de perdre de l'énergie par frottement, et de n'être donc pas adapté à un stockage de longue durée (supérieure à quelques heures ou quelques jours). Le procédé de pompage - turbinage présente l'inconvénient de demander des sites géographiquement favorables, et ces derniers sont peu nombreux, même dans les régions montagneuses. Les rares sites appropriés en Europe ont ainsi été équipés, et le potentiel de 10 croissance du parc est très faible. Enfin, le stockage par air comprimé présente les inconvénients suivants : - la densité volumique de stockage est faible, de l'ordre de 118 MJ / m3 d'air comprimé - la solution simple et bon marché, consistant à ne pas récupérer la chaleur perdue 15 lors de la compression, présente un rendement faible (de l'ordre de 50 %), alors que la solution à haute performance (rendement supérieur à 80 %), dite "adiabatique avancée", demande pour capter puis restituer la chaleur de compression du gaz des échangeurs de chaleur de très grand débit, à la fois chers et dont la faisabilité technique n'est pas prouvée. 20 Face aux inconvénients de ces solutions classiques de stockage, le stockage de l'électricité sous forme de méthane est déjà connu (Brevet Gregor Waldstein, WO 2009/065577 Al). Il présente les avantages suivants : - les dispositifs de synthèse de méthane, par électrolyse de l'eau, puis méthanisation du gaz carbonique à l'aide de l'hydrogène ainsi obtenu, sont connus et exploités de 25 manière industrielle - les dispositifs de stockage du méthane sont connus, et exploités de manière industrielle. Ils sont compatibles avec un stockage massif, en particulier géologique, dans des formations souterraines poreuses ou des cavités artificielles (creusées dans des mines de sel ou dans des mines désaffectées) - la densité volumique de stockage est élevée, de l'ordre de 3 600 MJ / m3 de méthane comprimé à une pression de travail de 100 bar, soit près de 30 fois supérieure à celle obtenue pour le stockage sous forme d'air comprimé - la restitution d'électricité à partir de méthane s'obtiznt avec des techniques connues, exploitées de façon industrielle et avec de forts rendements, par exemple avec des turbines à gaz à cycle combiné. En revanche, la solution technique présentée par Waldstein présente deux faiblesses : (1) le dioxyde de carbone nécessaire à la production de méthane est extrait de l'air ambiant par absorption - désorption, ce qui est un procédé coûteux, car la concentration de dioxyde de carbone dans l'atmosphère reste faible (de l'ordre de 250 ppm, parts pour million) et (2) la combustion du méthane ainsi stockée est productrice de dioxyde de carbone, qui est un gaz à effet de serre et neutralise ainsi une partie des avantages de l'utilisation d'énergies renouvelables dans la production d'électricité. Indépendamment des travaux et recherches décrits ci-dessus concernant le stockage de l'électricité, et dans des communautés techniques et scientifiques totalement distinctes de celles traitant de ces questions, de nombreux travaux techniques et scientifiques sont engagés pour capturer, puis séquestrer le dioxyde de carbone généré par la combustion des combustibles carbonés fossiles (charbon, gaz, pétrole et dérivés du pétrole comme le fioul lourd industriel). Ces technologies dites de Capture & Séquestration du Carbone cherchent ainsi à limiter l'inconvénient de court terme de l'usage des combustibles carbonés fossiles, à savoir leur impact négatif sur le climat, sans cependant résoudre leur second défaut, à savoir l'utilisation de ressources minérales, donc finies et non renouvelables. La difficulté principale de ces technologies de Capture & Séquestration du Carbone consiste en ce que la combustion des combustibles carbonés fossiles (charbon, gaz, pétrole) se fait avec de l'air. L'air ambiant est principalement un mélange d'oxygène (pour environ 1/5), qui sert de comburant à la combustion, et d'azote (pour environ 4/5), gaz inerte chimiquement et qui n'intervient pas dans la réaction (sinon pour former, en faibles quantités, les composés polluants que sont les oxydes d'azote). Du fait de l'utilisation de l'air comme comburant, les gaz d'échappement résultant de la combustion des combustibles carbonés fossiles (charbon, gaz, pétrole et dérivés du pétrole) sont un mélange de vapeur d'eau, d'azote et de dioxyde de carbone, et il est techniquement très difficile de séparer le dioxyde de carbone (pour le séquestrer hors de l'atmosphère afin de limiter le réchauffement climatique) de l'azote (qui peut sans dommage rester dans l'atmosphère). Dans le cadre des recherches visant à la Capture & Séquestration du Carbone lors de la combustion de combustibles carbonés fossiles, une technologie a été explorée, sans cependant être développée au-delà de la recherche pré-industrielle : l'oxycombustion. Le principe de l'oxycombustion consiste à utiliser de l'oxygène, éventuellement mélangé à du dioxyde de carbone ou à de la vapeur d'eau, comme comburant (à la place de l'air) dans une turbine à gaz, le combustible restant du méthane. Ainsi, les gaz d'échappement sont composés uniquement de dioxyde de carbone et de vapeur d'eau. Il est alors très aisé de séparer les deux, en baissant la température : la vapeur d'eau se condense en eau liquide, et le gaz restant est du dioxyde de carbone pratiquement pur. Ces recherches n'ont pas été poursuivies au-delà des réflexions de principe, car la production, en amont de la réaction d'oxycombustion, de l'oxygène pur représente un coût énergétique et d'infrastructure tel qu'il met en question la rentabilité d'une unité de production d'électricité fonctionnant à base de combustibles carbonés fossiles. La présente invention concerne un dispositif de stockage de masse d'électricité sous forme 20 chimique par réaction entre le méthane, l'oxygène, le dioxyde de carbone et l'eau, selon la formule de réaction chimique globale suivante : CO2 + 2H2O H CH4 +202 où CH4 représente le méthane, composante principale du gaz naturel, O2 représente l'oxygène gazeux, CO2 représente le dioxyde de carbone, encore appelé "gaz carbonique" 25 et H2O représente l'eau. La réaction de gauche à droite, consistant en une conversion du dioxyde de carbone et de l'eau en du méthane et de l'hydrogène, consomme de l'énergie électrique pendant la phase de stockage, tandis que la réaction de droite à gauche, de combustion du méthane dans l'oxygène pur en dégageant du dioxyde de carbone et de l'eau, génère de l'énergie, pendant la phase de restitution. De façon générale, il est clair pour l'homme de l'art que pour chacun des modules décrits ci-après, ceux-ci doivent être dimensionnés de façon à s'adapter les uns aux autres dans leurs débits d'entrée et de sortie, et que les modules de stockage doivent également être dimensionnés dans leurs capacité et leur débit d'entrée et de sortie en fonction des besoins de l'installation et de la durée (circadienne, hebdomadaire ou saisonnière) sur laquelle le stockage est réalisé. Ce dimensionnement est un travail de routine d'ingénieur, et est inclus dans la présente invention. De même, il est évident pour l'homme de l'art que chacun des modules décrits ci-après peut être, pour des raisons de coût, de sécurité ou de performance, réalisé en plusieurs exemplaires installés en parallèle et réalisant la même fonction. Ainsi, une installation donnée conforme à l'invention pourra comprendre un ou plusieurs réservoirs d'eau, un ou plusieurs dispositifs de méthanisation, etc... Ces variations font partie du travail de routine d'ingénieur, et sont incluses dans la présente invention. Enfin, il est évident pour l'homme de l'art que, chacune des variantes de mise en oeuvre des modules peut être combinée avec toutes les autres, selon des choix d'optimisation technique, économique ou de sécurité; de sorte que la présente invention comprend toutes les combinaisons possibles des modalités de réalisation pour chacun des modules. Dans une première variante, dite "simplifiée", de mise en oeuvre de l'invention, l'invention consiste en l'assemblage des modules suivants, dont les capacités sont ajustées les unes aux autres : un réservoir d'eau (2), un réservoir de dioxyde de carbone (3), un électrolyseur (4), un réservoir d'oxygène (5), un dispositif de méthanisation (7), un condenseur de séparation eau-méthane (11), un réservoir de méthane (8), un générateur principal d'électricité (9) fonctionnant par oxycombustion, c'est à dire utilisant le méthane comme combustible et l'oxygène pur ou l'oxygène mélangé à de la vapeur d'eau ou à du dioxyde de carbone comme comburant, une source froide (10) et un condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'). L'invention concerne également le mode d'utilisation de ce dispositif. Les réactions chimiques présidant à la phase de stockage, puis de restitution d'énergie électrique sont réalisées avec des proportions respectives de composés chimiques, dites proportions "stoechiométriques", tout à fait connues et maîtrisées. Il est donc de l'ordre de l'activité d'ingénierie de routine que de définir les capacités des réservoirs d'eau (2), de dioxyde de carbone (3), d'oxygène (5) et de méthane (8) de façon à ce que le système fonctionne en circuit fermé, sans perte ni apport de matière au cours d'un cycle complet de stockage et de restitution d'énergie électrique. Un tel dimensionnement est un mode de réalisation préférentiel de l'invention, mais celle-ci comprend également des capacités de réservoir différant de cette configuration jugée optimale. Dans une variante préférentielle de l'invention, une même cavité souterraine ou une même cuve métallique est utilisée pour constituer le réservoir d'eau (2) et le réservoir d'oxygène (5) ou de méthane (8), chacune de ces deux options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Dans cette variante préférentielle, le nombre de cavités souterraines ou de cuves métalliques est diminué d'une unité par comparaison avec la situation de référence où chaque fluide intervenant dans la réaction est stocké dans sa propre cavité souterraine ou sa propre cuve métallique. Dans cette variante, l'eau liquide est stockée dans la partie inférieure de la cavité souterraine ou de la cuve métallique, tandis que le gaz (oxygène ou méthane) est stocké dans sa partie supérieure. L'apport ou le retrait d'eau est opéré par le bas de la cavité souterraine ou de la cuve métallique, alors que l'apport ou le retrait de gaz (oxygène ou méthane) est opéré par le haut de cette même cavité souterraine ou cuve métallique. Une variante de mise en oeuvre de l'invention consiste en ce que l'eau liquide dans la partie inférieure de la cavité ou de la cuve est séparée du gaz situé dans sa partie supérieure par une couche de liquide non miscible dans l'eau et dont la température d'ébullition est inférieure à celle de stockage du gaz, tel qu'une huile minérale ou végétale. De même; dans une autre variante préférentielle de l'invention, une même cavité souterraine ou une même cuve métallique est utilisée pour constituer le réservoir de dioxyde de carbone (3), ce dernier étant stocké sous état liquide dit "supercritique", et le réservoir d'oxygène (5) ou de méthane (8), chacune de ces deux options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Dans cette variante préférentielle, le nombre de cavités souterraines ou de cuves métalliques est diminué d'une unité par comparaison avec la situation de référence où chaque fluide intervenant dans la réaction est stocké dans sa propre cavité souterraine ou sa propre cuve métallique. Dans cette variante, le dioxyde de carbone supercritique est stocké dans la partie inférieure de la cavité souterraine ou de la cuve métallique, tandis que le gaz (oxygène ou méthane) est stocké dans sa partie supérieure. L'apport ou le retrait de dioxyde de carbone supercritique est opéré par le bas de la cavité souterraine ou de la cuve métallique, alors que l'apport ou le retrait de gaz (oxygène ou méthane) est opéré par le haut de cette même cavité souterraine ou cuve métallique. Une variante de mise en oeuvre de l'invention consiste en ce que le dioxyde de carbone supercritique dans la partie inférieure de la cavité ou de la cuve est séparé du gaz situé dans sa partie supérieure par une couche de liquide non miscible dans le dioxyde de carbone supercritique et dont la température d'ébullition est inférieure à celle de stockage du gaz, tel qu'une huile silicone. Dans d'autres variantes de mise en oeuvre de l'invention, le dispositif comprend de plus un ou plusieurs des modules suivants, appelés "modules optionnels" : réservoir tampon d'hydrogène (6), module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12), module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (1Z), module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14), module de compression ou de liquéfaction de méthane (15), générateur auxiliaire d'électricité (16) exploitant l'énergie mécanique de détente d'un gaz à haute pression ou de vaporisation et de détente d'un gaz stocké sous forme liquide, module de stockage de chaleur (17), échangeur de chaleur (18). La variante comprenant l'ensemble de ces "modules optionnels" est décrite comme étant la variante "complète" de l'invention, toute combinaison de présence ou d'absence de l'un ou l'autre des "modules optionnels" constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. On décrira ci-après, à titre d'exemple non limitatif, une forme d'exécution de la présente invention, en référence aux figures annexés sur lequel, par convention de représentation : (1) les flux de matière (gaz ou liquide) sont représentés par des flèches continues fines, (2) les flux d'énergie électrique sont représentés par des flèches continues épaisses, (3) les flux d'énergie calorifique (chaleur) sont représentés par des flèches discontinues fines, (4) les modules consommateurs ou producteurs d'énergie électrique sont représentés par un symbole entouré d'un trait continu épais, (5) les modules émettant ou recevant de l'énergie calorifique (chaleur) uniquement sont représentés par un symbole entouré d'un trait discontinu fin, (6) des flèches de même nature qui se croisent sur le schéma avec une intersection soulignée par un disque noir représentent des flux connectés entre eux, tout en restant susceptibles d'être séparés si nécessaire par des robinets de régulation de débit placés sur chaque flux d'entrée ou de sortie de l'intersection, et (7) dans tous les autres cas où des flèches se croisent sur le schéma, les flux sont séparés. La figure 1 représente la variante "complète" du système objet de la présente invention, comprenant l'ensemble des "modules optionnels", et est décrite ci-après. La figure 2 représente la variante "simplifiée" du système objet de la présente invention. La présente invention a pour fonction le stockage, puis la restitution sur le réseau, de l'énergie électrique issue de la source d'énergie électrique (1). Cette source d'énergie électrique (1) est préférentiellement une source renouvelable, intermittente, irrégulière et dont la puissance fournie diverge des besoins humains et sociaux de consommation électrique. Elle peut être une éolienne, un capteur photovoltaïque, une centrale hydroélectrique au fil de l'eau, un dispositif de captation de l'énergie de houle, une usine marémotrice, une centrale électrique utilisant les courants marins, une centrale électrique thermique à combustible carboné fossile (charbon, gaz naturel, pétrole ou produits dérivés du pétrole, tel le fioul lourd industriel), une centrale électrique nucléaire à fission, une centrale nucléaire à fusion thermonucléaire contrôlée, au le réseau électrique général, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. La source d'énergie électrique (1) alimente, lors de la phase de stockage d'électricité: l'électrolyseur (4), et éventuellement, s'ils sont présents dans la variante choisie de mise en oeuvre de l'invention, le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) et le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) La variante "complète" du système objet de la présente invention comprend les modules suivants, interconnectés entre eux comme il est précisé ci-après : le réservoir d'eau (2) peut être à l'air libre, sous forme d'étang ou de lac, naturel ou artificiel, de réservoir bétonné (souterrain ou à l'air libre), de cavité creusée par explosion chimique ou nucléaire, de toute forme de cavité souterraine, naturelle ou creusée artificiellement, ou de cuve métallique (souterraine ou à l'air libre), chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Dans une variante préférentielle de l'invention, l'eau est stockée sous forme distillée, mais peut être également, dans d'autres variantes de mise en oeuvre, être stockée sous forme d'eau potable, d'eau de rivière ou d'eau de mer. Le réservoir d'eau (2) est alimenté par le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') traitant les gaz d'échappement du générateur d'électricité et par le condenseur de séparation eau-méthane (11) traitant le mélange de sortie du dispositif de méthanisation (7). Il alimente l'électrolyseur (4) et éventuellement, selon le choix technique retenu pour diluer l'oxygène dans le mélange comburant, le générateur principal d'électricité (9) le réservoir de dioxyde de carbone (3) peut être souterrain, dans une cavité creusée dans une formation saline, un aquifère salin, un ancien gisement de pétrole ou de gaz ou dans une veine de charbon non exploitée, dans une cavité creusée par explosion chimique ou nucléaire, dans toute forme de cavité souterraine, naturelle ou creusée artificiellement, ou dans une cuve métallique (souterraine ou à l'air libre), et contenir le dioxyde de carbone sous forme gazeuse, à pression atmosphérique ou sous haute pression jusqu'à 300 bars, ou sous forme liquide, dite supercritique, à une température supérieure à 31,1 °C et une pression supérieure à 74 bars, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le réservoir de dioxyde de carbone (3) est alimenté par le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') traitant les gaz d'échappement du générateur principal d'électricité (9), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) et alimente le dispositif de méthanisation (7) ainsi que, selon le choix technique retenu pour diluer l'oxygène dans le mélange comburant, le générateur principal d'électricité (9), dans les deux cas par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), à travers lequel le dioxyde de carbone liquéfié et comprimé ou seulement comprimé se vaporise et se détend ou se détend seulement, libérant une énergie mécanique ainsi transformée en énergie électrique - l'électrolyseur (4) sépare l'eau en ses deux composantes chimiques, oxygène et hydrogène, en consommant de l'énergie électrique, selon la réaction connue d'électrolyse de l'eau 2H2O -> Oz + 2H2. L'électrolyseur (4) peut être un électrolyseur à haute température utilisant de l'eau distillée, un électrolyseur alcalin à base pression (tel que décrit dans le brevet US 3 135 673), un électrolyseur à Membrane Échangeuse de Protons, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. L'électrolyseur (4) est alimenté en énergie électrique lors de la phase de stockage d'électricité par la source d'énergie électrique (1) et par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir de dioxyde de carbone (3) et du réservoir tampon d'hydrogène (6). L'électrolyseur (4) est alimenté en eau par le réservoir d'eau (2). L'électrolyseur (4) alimente le réservoir d'oxygène (5), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), et le réservoir tampon d'hydrogène (6), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) - le réservoir d'oxygène (5) peut être souterrain dans une cavité creusée dans une formation saline, dans un aquifère saline, dans une cavité creusée par explosion chimique ou nucléaire, ou dans toute forme de cavité souterraine, naturelle ou creusée artificiellement, ou dans une cuve métallique (souterraine ou à l'air libre), et contenir l'oxygène sous forme gazeuse, à pression atmosphérique ou sous haute pression jusqu'à 300 bars, ou sous forme liquide à basse température (inférieure à -183 °C à la pression atmosphérique), chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le réservoir d'oxygène (5) est alimenté par l'électrolyseur (4), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), et alimente le générateur principal d'électricité (9), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), à travers lequel l'oxygène liquéfié ou comprimé se vaporise ou se détend, libérant une énergie mécanique ainsi transformée en énergie électrique - le réservoir tampon d'hydrogène (6) peut être souterrain dans une cavité creusée dans une formation saline, une cavité creusée par explosion chimique ou nucléaire, ou toute forme de cavité souterraine, naturelle ou creusée artificiellement, ou dans une cuve métallique (souterraine ou à l'air libre), et contenir l'hydrogène sous forme gazeuse, à pression atmosphérique ou sous haute pression jusqu'à 300 bars, ou sous forme liquide à basse température (inférieure à -253 °C à la pression atmosphérique), chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le réservoir tampon d'hydrogène est alimenté par l'électrolyseur (4), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14), si ce dernier est présent, et alimente le dispositif de méthanisation (7) par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), à travers lequel l'hydrogène liquéfié ou comprimé se vaporise ou se détend, libérant une énergie mécanique ainsi transformée en énergie électrique - le dispositif de méthanisation (7) transforme du dioxyde de carbone et de l'hydrogène en méthane et en eau, selon la réaction connue, dite de Sabatier CO2 + 4H2 -+ CH4 + 2H20, dégageant de la chaleur. Le dispositif de méthanisation (7) peut être réalisé sous forme d'un réacteur entre 1 et 30 bar, préférentiellement à la pression atmosphérique, à une température de l'ordre de 300 à 400 °C, en une ou plusieurs étapes, à l'aide d'un catalyseur au nickel ou au ruthénium sur substrat d'alumine, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le dispositif de méthanisation (7) est alimenté par le réservoir de dioxyde de carbone (3), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), et par le réservoir tampon d'hydrogène (6), par l'intermédiaire d'un autre générateur auxiliaire d'électricité (16). Le dispositif de méthanisation (7) alimente de son mélange de sortie le condenseur de séparation eau-méthane (11). Il évacue sa chaleur excédentaire par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18) vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17) - le réservoir de méthane (8) peut être souterrain, dans une formation géologique poreuse, dans une cavité creusée dans une formation saline, dans un aquifère salin, dans une cavité creusée par explosion chimique ou nucléaire, ou dans toute forme de cavité souterraine, naturelle ou creusée artificiellement, ou dans une cuve métallique (souterraine ou à l'air libre), et contenir le méthane sous forme gazeuse, à pression atmosphérique ou sous haute pression jusqu'à 300 bars, ou sous forme liquide à basse température (inférieure à -162 °C à la pression atmosphérique), chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le réservoir de méthane (8) est alimenté par le condenseur de séparation eau-méthane (11), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction du méthane (15), et alimente le générateur principal d'électricité (9), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), à travers lequel le méthane liquéfié ou comprimé se vaporise ou se détend, libérant une énergie mécanique ainsi transformée en énergie électrique - le générateur principal d'électricité (9) est une turbine à gaz entraînant un générateur électrique, selon un procédé connu. La turbine à gaz utilise le méthane comme combustible et l'oxygène pur ou l'oxygène mélangé à de la vapeur d'eau ou à du dioxyde de carbone comme comburant, selon un procédé connu d'oxycombustion. Ce procédé peut être (1) le cycle à oxygène dit "oxy-fuel" ou sa variante dite "cycle de Matiant", dans lequel l'oxygène est mélangé à du dioxyde de carbone avant de servir de comburant au méthane, (2) le cycle à eau dit "water cycle" où l'oxygène est mélangé à de la vapeur d'eau avant avant de servir de comburant au méthane, (3) le cycle dit "de Graz", dans lequel l'oxygène est mélangé à du dioxyde de carbone et à de la vapeur d'eau en proportions connues avant de servir de comburant au méthane, (4) toute autre méthode dans laquelle l'oxygène est mélangé à du dioxyde de carbone et à de la vapeur d'eau en proportions quelconques avant de servir de comburant au méthane, (5) la combustion du méthane dans l'oxygène pur, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. La génération d'électricité peut être réalisée en une seule étape de combustion du méthane avec le mélange gazeux décrit ci-dessus dans une turbine à gaz connue, ou préférentiellement en deux étapes, la chaleur résiduelle des gaz d'échappement de la turbine à gaz décrite ci-avant chauffant la vapeur d'un générateur de vapeur récupérateur, selon l'architecture connue dite de turbine à cycle combiné, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le générateur principal d'électricité (9) est alimenté par le réservoir d'oxygène (5), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), et par le réservoir de méthane (8), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), et, selon l'option technique choisie pour le mélange avec l'oxygène, par le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'), par le réservoir d'eau (2), ou par le réservoir de dioxyde de carbone (3), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16). Le générateur principal d'électricité (9) transfère son excédent de chaleur vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17) par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Le générateur principal d'électricité (9) fournit le réseau électrique externe en puissance électrique lors des phases de restitution de l'énergie stockée. Le générateur principal d'électricité (9) alimente avec ses gaz d'échappement le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') - la source froide (10) peut être l'air ambiant, un cours d'eau, un canal, un lac de barrage, la mer ou l'océan, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. La source froide (10) reçoit un flux d'énergie calorifique (chaleur) issu du générateur principal d'électricité (9), qui comme toute machine thermique, requiert d'évacuer sa chaleur excédentaire vers une telle source froide, d'après l'état bien connu de la technique, et de surcroît du dispositif de méthanisation (7), du condenseur de séparation eau-méthane (11) ou du condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') le condenseur de séparation eau-méthane (11) refroidit le mélange de méthane et de vapeur d'eau en sortie du dispositif de méthanisation (7) jusqu'à des conditions de température et de pression où la vapeur d'eau se condense, c'est à dire redevient liquide, tandis que le méthane reste gazeux. Les deux composantes du mélange sont ainsi séparées. Le refroidissement s'opère par transfert d'énergie calorifique (chaleur) vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17), depuis le mélange de gaz issu du dispositif de méthanisation (7), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Le condenseur de séparation eau-méthane (11) est alimenté en mélange gazeux de vapeur d'eau et de méthane par le dispositif de méthanisation (7). Le condenseur de séparation eau-méthane (11) alimente le réservoir de méthane (8), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) et le réservoir d'eau (2) - le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (1 l') refroidit le mélange de dioxyde de carbone et de vapeur d'eau que constituent les gaz d'échappement du générateur principal d'électricité (9) jusqu'à des conditions de température et de pression où la vapeur d'eau se condense, c'est à dire redevient liquide, tandis que le dioxyde de carbone reste gazeux. Les deux composantes du mélange sont ainsi séparées. Le refroidissement s'opère par transfert d'énergie calorifique (chaleur) vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17), depuis les gaz d'échappement issus du générateur principal d'électricité (9), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') est alimenté en mélange gazeux de vapeur d'eau et de dioxyde de carbone par le générateur principal d'électricité (9). Le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') alimente le réservoir de dioxyde de carbone (3), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12), le réservoir d'eau (2), et, selon l'option technique retenue pour former le comburant par mélange avec l'oxygène, le générateur principal d'électricité (9) - le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) combine des compresseurs connus, ou en cours de développement pour le stockage d'électricité sous forme d'air comprimé, afin d'amener le dioxyde de carbone dans l'état de pression et de température convenant à son stockage, selon les options techniques retenues. Le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) est alimenté en énergie électrique par le générateur principal d'électricité (9) et par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir d'oxygène (5) et de méthane (8), et en dioxyde de carbone par le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'). Le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) alimente en gaz le réservoir de dioxyde de carbone (3). Le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) alimente en chaleur le module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18) - le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13) combine des compresseurs et des dispositifs de cryogénie connus, ou en cours de développement pour le stockage d'électricité sous forme d'air comprimé, afin d'amener l'oxygène dans l'état de pression et de température convenant à son stockage, selon les options techniques retenues. Le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13) est alimenté en énergie électrique par la source d'énergie électrique (1) et par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir de dioxyde de carbone (3) et du réservoir tampon d'hydrogène (6), et en oxygène par l'électrolyseur (4). Le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13) alimente en oxygène le réservoir d'oxygène (5). Le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13) alimente en chaleur le module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18) - le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) combine des compresseurs et des dispositifs de cryogénie connus, afin d'amener l'hydrogène dans l'état de pression et de température convenant à son stockage, selon les options techniques retenues. Le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène(14) est alimenté en énergie électrique par la source d'énergie électrique (1) et par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir de dioxyde de carbone (3) et du réservoir tampon d'hydrogène (6) et en hydrogène par l'électrolyseur (4). Le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) alimente en hydrogène le réservoir tampon d'hydrogène (6). Le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) alimente en chaleur le module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18) - le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) combine des compresseurs et des dispositifs de cryogénie connus, ou en cours de développement pour le stockage d'électricité sous forme d'air comprimé, afin d'amener le méthane dans l'état de pression et de température convenant à son stockage, selon les options techniques retenues. Le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) est alimenté en énergie électrique par la source d'énergie électrique (1) et par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir de dioxyde de carbone (3) et du réservoir tampon d'hydrogène (6) et en méthane par le condenseur de séparation eau-méthane (11). Le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) alimente en méthane le réservoir de méthane (8). Le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) alimente en chaleur le module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18) - un générateur auxiliaire d'électricité (16) exploite en sortie de réservoir l'énergie mécanique de détente d'un gaz (dioxyde de carbone, oxygène, hydrogène ou méthane) stocké à haute pression lorsque celui-ci se détend, ou d'un gaz stocké sous forme liquide lorsque celui-ci se vaporise, pour produire de l'énergie électrique. De tels générateurs, mobilisant des turbines à air à "pression glissante" ("sliding pressure air turbine"), sont connus et en développement pour les technologies de stockage d'électricité par air comprimé. Un générateur auxiliaire d'électricité (16) reçoit en entrée un gaz comprimé ou liquéfié et éventuellement un flux d'énergie calorifique (chaleur) visant à réchauffer ledit gaz, et livre en sortie un gaz à faible pression, ainsi que l'énergie électrique résultant de la transformation dans la turbine de l'énergie mécanique issue de la détente ou de la vaporisation du gaz reçu en entrée. Chaque générateur auxiliaire d'électricité (16) est alimenté en gaz par le réservoir correspondant, respectivement de dioxyde de carbone (3), d'oxygène (5), d'hydrogène (6) ou de méthane (8) et en énergie calorifique par le module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Le générateur auxiliaire d'électricité (16) en sortie du réservoir de dioxyde de carbone (3) alimente en gaz le dispositif de méthanisation (7) et, selon l'option technique retenue pour former le mélange comburant, le générateur principal d'électricité (9). Le générateur auxiliaire d'électricité (16) en sortie du réservoir tampon d'hydrogène (6) alimente en gaz le dispositif de méthanisation (7). Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir d'oxygène (5) et de méthane (8) alimentent en gaz le générateur principal d'électricité (9). Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6) alimentent en énergie électrique l'hydrolyseur (4) ou les modules de compression et de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) ou de méthane (15). Les générateurs d'électricité auxiliaires (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8) alimentent en énergie électrique le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) ou complètent la puissance électrique fournie en sortie par le générateur principal d'électricité (9) - le module de stockage de chaleur (17) est constitué de matériau massif, entouré d'une enceinte thermiquement isolante, et parcouru de nombreuses canalisations à travers lesquelles circule un fluide caloporteur, selon des techniques connues de stockage thermique. Le matériau est préférentiellement solide, mais il peut aussi être liquide ou gazeux, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le liquide caloporteur peut être de l'eau pure, de l'eau additionnée de sels en concentration quelconque, un métal fondu comme le sodium, ou tout autre liquide, de l'air, ou tout autre gaz, pur ou en mélange, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention - un échangeur de chaleur (18) transfère l'énergie calorifique, ou chaleur, depuis le module de stockage de chaleur (17) vers les générateurs auxiliaires d'électricité (16) ou depuis le module de méthanisation (7), le générateur principal d'électricité (9), le condenseur de séparation eau-méthane (11), le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'), ou les modules de compression ou de liquéfaction de gaz (12 à 15) vers la source froide (10) ou le module de stockage de chaleur (17). Un échangeur de chaleur est un dispositif connu, comportant un fluide caloporteur circulant dans de nombreuses canalisations, ces canalisations étant au contact du fluide ou de l'objet solide auquel apporter ou retirer de l'énergie calorifique. Le système objet de la présente invention présente trois modes de fonctionnement distincts, séparés dans le temps : 1. un mode de stockage de l'énergie électrique, lorsque celle fournie par la source principale d'énergie électrique (1) est supérieure aux besoins instantanés du réseau, et lorsque la capacité de stockage de l'installation n'est pas saturée, c'est à dire lorsque les réservoirs de méthane (8) et d'oxygène (5) ne sont pas pleins et que les réservoirs d'eau (2) et de dioxyde de carbone (3) ne sont pas vides 2. un mode de restitution de l'énergie électrique stockée, lorsque les besoins instantanés du réseau sont supérieurs à celle fournie par la source principale d'énergie électrique (1) et lorsque la capacité de restitution de l'installation n'est pas épuisée, c'est à dire lorsque les réservoirs de méthane (8) et d'oxygène (5) ne sont pas vides et que les réservoirs d'eau (2) et de dioxyde de carbone (3) ne sont pas pleins 3. un mode inactif, dans tous les autres cas, où l'état du système ne change pas. La description des modes actifs de fonctionnement du système (stockage et restitution), donnée ci-après illustre, de façon non limitative, un exemple de mise en oeuvre de la présente invention dans la variante "complète" de mise en oeuvre de l'invention. En mode de stockage de l'énergie électrique, la réaction chimique globale réalisée par le 10 système objet de l'invention est la conversion de l'eau et du dioxyde de carbone en du méthane et de l'oxygène, en deux opérations successives d'électrolyse et de méthanisation, selon la formule : CO2 + 2H2O -> CH4 +202, en utilisant l'énergie électrique issue de la source principale (1) destinée à être stockée. Dans ce mode, les modules suivants sont en fonctionnement : les réservoirs d'eau (2), de 15 dioxyde de carbone (3), d'oxygène (5) et de méthane (8), l'électrolyseur (4), le réservoir tampon d'hydrogène (6), le dispositif de méthanisation (7), le condenseur de séparation eau-méthane (11), la source froide (10), les modules de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) et de méthane (15), les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6), le 20 module de stockage de chaleur (17, les échangeurs de chaleur (18) couplés au dispositif de méthanisation (7), au condenseur de séparation eau-méthane (11), aux modules de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) et de méthane (15) et aux générateurs auxiliaires (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6). Les autres modules sont à l'arrêt. 25 L'électrolyseur (4) utilise l'eau contenue dans le réservoir d'eau (2) et l'énergie électrique disponible issue de la source principale (1) et des générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6), pour produire de l'oxygène, qui est alors stocké dans le réservoir d'oxygène (5), en mobilisant le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), et de l'hydrogène, qui est alors stocké 30 temporairement dans le réservoir tampon d'hydrogène (6) en mobilisant le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14). Le dispositif de méthanisation (7) utilise le dioxyde de carbone issu du réservoir de dioxyde de carbone (3), reçu par l'intermédiaire du générateur auxiliaire d'électricité (16) en sortie de celui-ci, et l'hydrogène issu du réservoir tampon d'hydrogène (6), reçu par l'intermédiaire du générateur auxiliaire d'électricité (16) en sortie de celui-ci, pour produire un mélange de méthane et de vapeur d'eau, qui alimente le condenseur de séparation eau-méthane (11). La chaleur en excès produite par la réaction chimique de méthanisation est évacuée vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17) par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Le condenseur de séparation eau-méthane (11) sépare la vapeur d'eau du méthane en sortie du dispositif de méthanisation (7) et évacue, par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18), la chaleur excédentaire résultant de la condensation de l'eau, vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17). Il alimente en méthane le réservoir de méthane (8), par l'intermédiaire du module de compression et de liquéfaction de méthane (15), et alimente en eau le réservoir d'eau (2). Les modules de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) et de méthane (15) utilisent l'énergie électrique disponible dont les sources sont identiques à celles décrites pour l'électrolyseur (4) et transfèrent l'énergie calorifique issue de la compression ou de la liquéfaction du gaz vers le module de stockage de chaleur (17) ou vers la source froide (10), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13) est alimenté en gaz par l'électrolyseur (4) et alimente le réservoir d'oxygène (5). Le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) est alimenté en gaz par l'électrolyseur (4) et alimente le réservoir tampon d'hydrogène (6). Le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) est alimenté en gaz par le condenseur de séparation eau-méthane (11) et alimente le réservoir de méthane (8). Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6) reçoivent du gaz comprimé ou liquéfié issu de leur réservoir respectif, de l'énergie calorifique (chaleur) issue du module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18), et alimentent en énergie électrique l'électrolyseur (4) ou les modules de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) ou de méthane (15). Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6) alimentent en gaz le dispositif de méthanisation (7). Les échangeurs de chaleur (18) couplés au dispositif de méthanisation (7), au condenseur de séparation eau-méthane (11) et aux modules de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) et de méthane (15) transfèrent de la chaleur depuis ces modules vers le module de stockage de chaleur (17) ou vers la source froide (10). Les échangeurs de chaleur (18) couplés aux générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6) reçoivent de la chaleur depuis le module de stockage de chaleur (17). En mode de restitution de l'énergie électrique stockée, la réaction chimique globale réalisée par le système objet de l'invention est la combustion du méthane dans de l'oxygène pur (éventuellement dilué dans du dioxyde de carbone, de la vapeur d'eau ou un mélange de ces deux gaz) pour former de l'eau et du dioxyde de carbone, en une opération d'oxycombustion, inverse de celle mobilisée au cours du mode de stockage, selon la formule : CH4 +202 -> CO2 + 2H2O. Dans ce mode, les modules suivants sont en fonctionnement : les réservoirs d'eau (2), de dioxyde de carbone (3), d'oxygène (5) et de méthaiie (8), le générateur principal d'électricité (9), la source froide (10), le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'), le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12), les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8), le module de stockage de chaleur (17), les échangeurs de chaleur (18) couplés au générateur principal d'électricité (9), au condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'), au module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) et aux générateurs auxiliaires (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8). Les autres modules sont à l'arrêt. Le générateur principal d'électricité (9) brûle le méthane, issu du réservoir de méthane (8) par l'intermédiaire du générateur auxiliaire d'électricité (16) correspondant, dans un comburant formé d'oxygène pur issu du réservoir d'oxygène (5) par l'intermédiaire du générateur auxiliaire d'électricité (16) correspondant, ou d'un mélange d'oxygène pur issu de la même source, de vapeur d'eau ou de dioxyde de carbone issus du condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'), du réservoir d'eau (2) ou du réservoir de dioxyde de carbone (3) par l'intermédiaire du générateur auxiliaire> d'électricité (16) correspondant, pour produire de l'énergie électrique qui est alors restituée au réseau général, tout en évacuant la chaleur en excès par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18), vers la source froide (10). et vers le module de stockage de chaleur (17). Cette production d'énergie électrique est complétée par celle des générateurs auxiliaires (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8), et restitue ainsi celle reçue au cours du mode de stockage depuis la source d'énergie électrique (1), aux pertes inévitables près liées au rendement global du système objet de la présente invention, qui est inférieur à 100 % pour des raisons de thermodynamique familières à l'homme de l'art. Le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') sépare la vapeur d'eau du dioxyde de carbone dans le flux de gaz d'échappement en sortie du générateur principal d'électricité (9) et évacue, par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18), la chaleur excédentaire résultant de la condensation de l'eau vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17). Le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) utilise l'énergie électrique fournie par le générateur principal d'électricité (9) ou par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8). Le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) est alimenté en gaz par le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') et alimente le réservoir de dioxyde de carbone (3). Il transfère l'énergie calorifique issue de la compression ou de la liquéfaction du dioxyde de carbone vers le module de stockage de chaleur (17) ou vers la source froide (10), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8) reçoivent du gaz comprimé ou liquéfié issu de leur réservoir respectif, de l'énergie calorifique (chaleur) issue du module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18), et alimentent en énergie électrique le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) ou complètent la puissance électrique restituée en sortie par le système objet de la présente invention. Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8) alimentent en gaz le générateur principal d'électricité (9). Les échangeurs de chaleur (18) couplés au générateur principal d'électricité (9), au condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') et au module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) transfèrent de la chaleur depuis ces modules vers le module de stockage de chaleur (17) ou vers la source froide (10). Les échangeurs de chaleur (18) couplés aux générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8) reçoivent de la chaleur depuis le module de stockage de chaleur (17). La présente invention s'applique à la régulation de systèmes industriels de production d'électricité, et vise à l'adaptation temporelle entre une production d'électricité d'origine renouvelable, telle que celle issue d'éoliennes terrestres ou en pleine mer ("offshore"), de cellules photovoltaïques, ou autres systèmes en cours de développement, dont la puissance dépend de phénomènes naturels, et est donc intermittente et irrégulière, et la consommation humaine et sociale, dont les besoins, présentant une base constante et des variations circadiennes, hebdomadaires et saisonnières, sont indépendantes des phénomènes naturels à l'origine de la production d'électricité d'origine renouvelable. REVENDICATIONS1. Procédé intégré de stockage puis de restitution d'énergie électrique, caractérisé en ce que la fonction de stockage d'énergie électrique est réalisée par une étape d'électrolyse de l'eau puis par une étape de méthanisation, cette dernière opérant par réaction de l'hydrogène issu de l'électrolyse avec du dioxyde de carbone, et en ce que la fonction de restitution d'énergie électrique est réalisée par une machine thermique couplée à un générateur électrique, la machine thermique utilisant comme combustible le méthane issu de l'étape de méthanisation et fonctionnant par oxycombustion, c'est à dire en utilisant comme comburant l'oxygène issu de l'électrolyse, éventuellement dilué dans du dioxyde de carbone ou dans de la vapeur d'eau. 2. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que l'eau alimentant l'électrolyse ou servant à diluer l'oxygène dans l'oxycombustion résulte de la condensation des gaz issus de l'étape de méthanisation ou des gaz d'échappement de l'oxycombustion dans la machine thermique. 3. Procédé suivant les revendications 1 et 2, caractérisé en ce que le dioxyde de carbone alimentant la méthanisation ou servant à diluer l'oxygène dans l'oxycombustion résulte, après condensation de la vapeur d'eau, des gaz d'échappement de l'oxycombustion dans la machine thermique. 4. Procédé suivant les revendications 1 à 3, caractérisé en ce que les flux nets d'eau et de dioxyde de carbone consommés par les étapes d'électrolyse et de méthanisation sont égaux aux flux nets produits par l'oxycombustion, et en ce que les flux nets de méthane et d'oxygène consommés par l'oxycombustion sont égaux aux flux nets produits par les étapes d'électrolyse et de méthanisation, de sorte que le procédé fonctionne en circuit fermé, sans perte ni apport externe de matière. 5. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que l'électrolyse est réalisée par un électrolyseur alcalin à basse pression, par un électrolyseur à Membrane Echangeuse de Protons, ou à haute température en utilisant de l'eau distillée. 6. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que la méthanisation est réalisée à une pression entre 1 et 30 bars, à une température de l'ordre de 300 à 400 °C, à l'aide d'un catalyseur au nickel ou au ruthénium sur substrat d'alumine. 7. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que la machine thermique emploie comme procédé d'oxycombustion le cycle à oxygène dit "oxy fùel" ou sa variante dite "cycle de Matiant", dans lequel l'oxygène est mélangé à du dioxyde de carbone avant de servir de comburant au méthane ; le cycle à eau dit "water cycle" où l'oxygène est mélangé à de la vapeur d'eau avant de servir de comburant au méthane ; le cycle dit "de Graz", où l'oxygène est mélangé à du dioxyde de carbone et à de la vapeur d'eau, en proportions connues, avant de servir de comburant au méthane ; toute autre méthode où l'oxygène est mélangé à du dioxyde de carbone et à de la vapeur d'eau en proportions quelconques avant de servir de comburant au méthane ; ou enfin la combustion du méthane dans un comburant formé d'oxygène pur ; et en ce que la production d'énergie mécanique est réalisée en une seule étape de combustion du méthane avec le comburant décrit ci-dessus, dans une turbine à gaz, ou en deux étapes, la chaleur résiduelle des gaz d'échappement de la turbine à gaz décrite ci-avant chauffant de surcroît la vapeur d'un générateur de vapeur récupérateur, selon l'architecture connue dite de turbine à cycle combiné. 8. Système intégré de stockage puis de restitution d'énergie électrique, mettant en oeuvre le procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comprend un réservoir d'eau (2), un réservoir de dioxyde de carbone (3), un électrolyseur (4), un réservoir d'oxygène (5), un dispositif de méthanisation (7), un condenseur de séparation eau-méthane (11), un réservoir de méthane (8), un générateur principal d'électricité (9), une source froide (10) et un condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (1 l'), dans lequel : l'eau issue du réservoir d'eau (2) et l'énergie électrique destinée à être stockée par le système alimentent l'électrolyseur (4) ; ce dernier produit de l'oxygène qui est stocké dans le réservoir d'oxygène (5) et de l'hydrogène qui alimente, avec le dioxyde de carbone issu du réservoir de dioxyde de carbone (3), le dispositif de méthanisation (7) ; le gaz de sortie du dispositif de méthanisation (7) est séparé entre eau et méthane dans le condenseur de séparation eau-méthane (11) ; l'eau issue du condensateur de séparation eau-méthane (11) est stockée dans le réservoir d'eau (2) et le méthane stocké dans le réservoir deméthane (8) ; le générateur principal d'électricité (9) est composé d'un générateur électrique mû par une machine thermique, laquelle utilise comme combustible le méthane issu du réservoir de méthane (8) et comme comburant l'oxygène issu du réservoir d'oxygène (5), éventuellement dilué dans du dioxyde de carbone issu du réservoir de dioxyde de carbone (3) ou du condensateur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') ou encore dans de la vapeur d'eau issue du réservoir d'eau (2) ou du condensateur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') ; le générateur électrique produit l'énergie électrique restituée par le système ; la machine thermique évacue sa chaleur excédentaire dans la source froide (10) et ses gaz d'échappement sont séparés entre eau et dioxyde de carbone dans le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') ; l'eau issue du condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') est stockée dans le réservoir d'eau (2) et le dioxyde de carbone stocké dans le réservoir de dioxyde de carbone (3). 9. Système suivant la revendication 8, caractérisé en ce que l'un au moins parmi les réservoirs de dioxyde de carbone (3), d'oxygène (5) ou de méthane (8) est souterrain, dans une cavité creusée dans une formation saline, dans un aquifère salin, dans un ancien gisement de pétrole ou de gaz, dans une veine de charbon non exploitée, dans une cavité creusée par explosion chimique ou nucléaire, dans toute autre forme de cavité souterraine, ou dans une cuve métallique (souterraine ou à l'air libre). 10. Système suivant la revendication 8, caractérisé en ce que l'un au moins parmi les réservoirs suivants : réservoir de dioxyde de carbone (3), réservoir d'oxygène (5), réservoir de méthane (8) est doté respectivement d'un module de compression de dioxyde de carbone (12), d'un module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13) ou d'un module de compression ou de liquéfaction de méthane (15), susceptible de porter les gaz jusqu'à une pression de 300 bar, de les liquéfier ou de porter le dioxyde de carbone à un état supercritique. 11. Système suivant les revendications 8 à 10, caractérisé en ce que une même cavité souterraine ou une même cuve métallique est utilisée pour stocker l'eau liquide et un des deux gaz suivants : méthane ou oxygène, ou en ce que une même cavité souterraine ou une même cuve métallique est utilisée pour stocker le dioxyde decarbone en état supercritique et un des deux gaz suivants : méthane ou oxygène. 12. Système suivant les revendications 8 à 11, caractérisé en ce que l'eau liquide est séparée, par une couche d'huile minérale ou végétale, du gaz (méthane ou oxygène) avec lequel elle partage la même cavité souterraine ou la même cuve métallique, ou en ce que le dioxyde de carbone supercritique est séparé, par une couche d'huile silicone, du gaz (méthane ou oxygène) avec lequel il partage la même cavité souterraine ou la même cuve métallique. 13. Système suivant les revendication 8 et 10, caractérisé en ce que l'un au moins parmi les réservoirs suivants : réservoir de dioxyde de carbone (3), réservoir d'oxygène (5), réservoir de méthane (8), est doté d'un générateur auxiliaire d'électricité (16) produisant de l'énergie électrique à partir de l'énergie mécanique de détente du gaz à haute pression, ou du gaz stocké sous forme liquide ou supercritique lors de sa vaporisation 14. Système suivant: les revendications 8 et 13, caractérisé en ce que les générateurs d'électricité auxiliaires (16) utilisent des turbines à "pression glissante" ("sliding pressure air turbine"). 15. Système suivant les revendications 8 et 10, caractérisé en ce que l'un au moins parmi les modules suivants : module de compression de dioxyde de carbone (12), module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), module de compression ou de liquéfaction de méthane (15), dispositif de méthanisation (7), générateur principal d'électricité (9), condenseur de séparation eau-méthane (11), condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (1 l'), est doté d'un échangeur de chaleur (18) transférant l'énergie calorifique (chaleur) depuis ce module vers un module de stockage de chaleur (17). 16. Système suivant les revendication 8, 10 et 15, caractérisé en ce que l'un au moins parmi les réservoirs suivants : réservoir de dioxyde de carbone (3), réservoir d'oxygène (5), réservoir de méthane (8) est doté d'un échangeur de chaleur (18) transférant l'énergie calorifique (chaleur) depuis le module de stockage de chaleur (17) vers le gaz en sortie de réservoir. 17. Système suivant la revendication 8, caractérisé en ce qu'un réservoir tampon d'hydrogène (6), éventuellement précédé d'un module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14), est disposé en sortie de l'électrolyseur (4), et stocke temporairement l'hydrogène avant qu'il ne soit injecté dans le dispositif de méthanisation (7).