Système mesure en temps réel d’une teneur en dihydrogène présent dans un flux de gaz et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur (4) externe audit système ; ledit système (3) comprenant : au moins une unité de mesure (30) de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz naturel traversant ledit système, au moins une unité de traitement et de transmission (31) de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée par ladite unité de mesure (30) vers au moins un récepteur (4) externe audit système ne brûlant pas de dihydrogène. Système selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’unité de mesure (30) comprend un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène présent dans le flux de gaz, ayant une fréquence d’acquisition inférieure à 5 secondes, de préférence inférieure à 1 seconde. Système selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l’unité de mesure (30) comprend un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène mis en œuvre par spectroscopie, de préférence par spectroscopie Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde. Système selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce qu’il comprend en outre au moins une unité de mesure (32) du débit du flux de gaz traversant ledit système (3). Utilisation du système (3) tel que défini selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, pour déterminer la teneur en dihydrogène présent dans un flux de gaz et transmettre l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur (4) ne brûlant pas de dihydrogène, dans une unité de stockage de dihydrogène, dans une unité de production de dihydrogène, dans une station de gaz naturel alimentée par au moins une unité de stockage et/ou de production de dihydrogène. Procédé de mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène présent dans un flux de gaz et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un récepteur ne brûlant pas de dihydrogène, comprenant : une étape de distribution d’un flux de gaz comprenant une teneur variable en dihydrogène, de préférence obtenu par un système de production de dihydrogène (2) ou un système de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène (2), une étape de mesure de la teneur en dihydrogène présent dans le flux de gaz, une étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée au cours de l’étape de mesure vers au moins un récepteur (4) ne brûlant pas de dihydrogène. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le dihydrogène présent dans le flux de gaz est issu d’une source décarbonée, de préférence susceptible d’être obtenu par un procédé d’électrolyse de l’eau ou un procédé de craquage de l’ammoniac. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le dihydrogène présent dans le flux de gaz est issu d’une source carbonée, de préférence susceptible d’être obtenu par un procédé de vaporeformage comprenant éventuellement au moins une étape de captation du dioxyde de carbone, un procédé de gazéification du charbon ou de la biomasse. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le dihydrogène présent dans le flux de gaz est issu d’un procédé de séparation dans un mélange comprenant du gaz naturel et du dihydrogène. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce qu’il comprend : une étape de distribution d’un flux de gaz comprenant une teneur variable en dihydrogène obtenu par un système de production de dihydrogène (2) ou un système de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène (2), une étape de mesure de la teneur variable en dihydrogène présent dans le flux de gaz, une étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée au cours de l’étape de mesure vers au moins un système de pilotage (4) du système de production du dihydrogène (2) ou du système de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène (2), une étape de pilotage du système de production du dihydrogène (2) ou du système de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène (2) en fonction l’information reçue de ladite teneur en dihydrogène. Ensemble (10) comprenant au moins un système de fourniture (20) d’un flux gazeux contenant une teneur variable en dihydrogène, relié à au moins un système de mesure et de transmission (3), tel que défini selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, et au moins un système (4) différent d’un brûleur à dihydrogène. Ensemble (10) selon la revendication 11, caractérisé en ce que le système de fourniture (20) du flux de gaz comprend au moins une unité de distribution (1) d’un flux, gazeux ou liquide, relié à au moins une unité de production (2) de dihydrogène ou une unité de séparation (2) d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène. Ensemble (10) selon la revendication 12, caractérisé en ce que l’unité de production de dihydrogène est choisie dans le groupe constitué par une unité de décomposition du gaz naturel, une unité de vaporeformage du gaz naturel éventuellement doté d’un système de captation du dioxyde de carbone, une unité de craquage de l’ammoniac, ou une unité de production de dihydrogène par électrolyse de l’eau. Ensemble (10) selon la revendication 12, caractérisé en ce que l’unité de séparation d’un mélange de gaz naturel et de dihydrogène est une unité de séparation par membrane ou par électrolyse. Ensemble (10) selon l’une quelconque des revendications 11 à 14, caractérisé en ce que le système (4) est un système de pilotage de l’unité de production du dihydrogène (2), telle que définie selon la revendication 12 ou 13, ou un système de pilotage de l’unité de séparation (2) du mélange de gaz naturel et du dihydrogène, telle que définie selon la revendication 12 ou 14.