Système de mesure en temps réel d’une teneur variable en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant du gaz naturel et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système (30) de combustion du flux de gaz ; ledit système (20) comprend : au moins une unité (4) de mesure d’une teneur variable en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel traversant ledit système (20), comprenant un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène par spectroscopie, au moins une unité (6) de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée par ladite unité de mesure vers au moins un système (30) de combustion du flux de gaz. Système selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’unité (4) comprend un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène contenue 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 (4) comprend un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz 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 (5) de mesure du débit du flux de gaz traversant ledit système (20). Utilisation du système (20) tel que défini selon l’une quelconque des revendications précédentes, pour déterminer la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel, de préférence situé dans un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou un réseau de pilotage de turbines à gaz, et transmettre l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système de combustion (30). Utilisation du système (20) selon la revendication 5, pour détecter les fuites de dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel, de préférence ledit système (20) étant situé sur un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou un réseau de pilotages de turbine à gaz Utilisation selon la revendication 5 ou 6, caractérisée en ce que le système de combustion (30) comprend au moins une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz. Procédé de mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système de combustion, comprenant : une étape de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, une étape de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz, par spectroscopie, 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 combustion (30). Procédé selon la revendication 8, 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 8, 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. Procédé selon l’une quelconque des revendications 8 à 10, caractérisé en ce que l’étape de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers le système de combustion est mise en œuvre par voie filaire ou par une connexion de type radioélectrique. Procédé selon l’une quelconque des revendications 8 à 11, caractérisé en ce qu’il comprend en outre une étape d’adaptation d’un ou plusieurs paramètres de combustion du flux de gaz par le système de combustion (8) en fonction de la teneur en dihydrogène contenue dans ledit flux de gaz. Ensemble (50) comprenant au moins un système (10) de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, relié à au moins un système (20) de mesure et de transmission, tel que défini selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, et au moins un système de combustion (30). Ensemble (50) selon la revendication 13, caractérisé en ce que le système (10) de fourniture du flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène comprend au moins une unité (1) de distribution de gaz naturel et au moins une unité (2) apte à alimenter en une teneur variable en dihydrogène le flux de gaz naturel provenant de ladite unité de distribution (1). Ensemble (50) selon la revendication 14, caractérisé en ce que l’unité (2) apte à alimenter le flux de gaz naturel en une teneur variable en dihydrogène est une unité de production, de séparation, de distribution et/ou de stockage du dihydrogène. Ensemble (50) selon la revendication 14 ou 15, caractérisé en ce que l’unité (1) est un réseau de stations de distribution du gaz naturel ou un réseau de pilotage de turbine à gaz.