Nous étudions dans cette thèse le problème de gestion du risque physique en production électrique à l'horizon hebdomadaire. Dans un premier temps, nous nous intéressons à l'intégration de l'aléa d'apport hydraulique dans la gestion locale d'une vallée hydraulique. Cette approche est menée à l'aide de l'optimisation robuste et de règles de décision linéaires. Les résultats de multiples modes de simulation montrent que ces approches permettent de réduire notoirement les déversés en comparaison des modèles déterministes appliqués en exploitation, moyennant une faible augmentation du coût. La deuxième problématique traitée est la gestion active de la marge de production, définie comme l'écart entre l'offre totale et la demande totale, compte tenu des aléas affectant le système électrique. Il s'agit de déterminer quelles décisions optimales prendre, selon un certain critère économique, pour se couvrir contre un risque trop élevé de non-satisfaction de la demande dans au moins 99% des situations. Pour cela, une formulation inédite en boucle ouverte, basée sur le processus stochastique de marge de production et des contraintes en probabilité est proposée. Pour les besoins de cette formulation, nous générons des scénarios à l'aide de techniques plus réalistes qu'en exploitation. Enfin, une résolution moins anticipative est étudiée en appliquant l'heuristique «Programmation Stochastique avec Règles de Décision Constantes par Morceaux» introduite par Thénié et Vial. Les premiers résultats sont très encourageants en comparaison avec les modèles en boucle ouverte.