规划的主要任务提到：
1、稳定天然气供应渠道，进一步深化与上游供气企业战略合作和沟通协调机制，充分发挥中石油管道气主渠道作用，有效利用中石化、中海油、北京燃气液化天然气资源，巩固多元化多渠道供气格局，保障全市天然气安全稳定供应。切实加强油气管道保护，保障石油、天然气输送安全，维护国家能源安全和公共安全。
2、建设以天津为枢纽的区域油气输送网络。加强京津冀油气管网设施互联互通互济，强化天然气主干管线建设，加快推动中石化天津LNG外输管道复线、蒙西管道项目一期工程、唐山LNG外输管线等国家天然气基础设施互联互通重点工程。打造北方地区重要的LNG接收区，发挥沿海资源优势，加快发展油气接收储备设施，推进国家管网天津LNG、中石化天津LNG扩建工程和北京燃气天津南港LNG应急储备项目建设。到2025年，全市LNG接卸能力达到2300万吨以上。
3、建设综合智慧能源。发展智慧能源系统，推动5G、大数据、物联网、“互联网+”、云计算等先进信息技术与传统能源深度融合，发展信息广泛感知、服务广泛覆盖、用户广泛参与的智慧能源新模式。推广智慧能源小镇技术，建设滨海能源互联网综合示范区。建设中新生态城不动产登记服务中心零能耗建筑，扩大示范效应，鼓励工厂、园区、房地产地块引入“零碳小屋”理念，打造绿色厂区、绿色园区、绿色社区。支持大型建筑、工业园区、交通枢纽等冷（热）负荷集中区域，建设冷热电多联供分布式能源系统。推广综合能源服务，以终端用能需求为导向，优化能源供给，从单一品类向综合能源发展，满足终端用户多元能源消费需求。依托公共配电网、热力网、燃气配网等设施，集成空气能、地热能、太阳能、风能等多种清洁能源，构建多能互补、多需联供、灵活可靠、供需一体的“能源局域网”。
4、完善天然气应急调峰机制，动态调整天然气调峰用户清单，形成不低于高峰日用气量15%的用户调峰能力。加强天然气需求侧调峰能力建设，建立健全调峰用户分级制度，引导用户合理有序用气。
5、大力推动LNG冷能综合利用。统筹国家管网、中石化和北京燃气在津LNG接收站近远期副产冷资源，依托滨海新区上下游产业规划布局，积极探索LNG冷能利用新模式、新路径、新技术，围绕服务工业配套等产业需求，拓展LNG冷能应用场景，用足用好副产冷资源。有序推进一批效率高、效益好、效果优的LNG冷能项目，实现LNG冷能梯级开发和要素循环利用，LNG冷能综合利用达到国内先进水平。
6、完善燃气配网建设。优化各区4.0MPa高压支线管网布局，逐步建设高压环网，根据用户负荷特点规划2.5-0.8MPa管网，满足用气需求。开展老旧管网改造工程，补足基础设施短板，保证安全稳定供气。加快供热管网建设，结合热电厂的建设和改造情况，合理确定热电厂供热能力，统筹分配调配负荷，因地制宜配套建设燃气调峰锅炉房，实施热网互联互济改造和老旧管网改造，保障供热安全稳定。
7、推进油气体制改革。积极引导和推进市级管网以市场化方式融入国家管网，实现管网互联互通和公平开放，减少供气层级，明确管输价格，降低企业用气成本。鼓励油气管网及接收、储备设施投资多元化，推动油气管网业务、天然气接收和储运设施独立运营及公平开放，完善油气管网运营调度机制，提高管网设施利用效率。合理布局天然气网络和服务设施，梳理上游、中游（市域高压）及下游市场，构建全市高压管网“一张网”。完善储气调峰辅助市场服务机制，支持储气设施富余容量上市交易，以市场化手段推动储气设施独立商业运作，增强可持续发展能力。
8、强化城市燃气管网配气成本监管，合理制定天然气管网输配价格，逐步放开非居民天然气价格。完善供热价格形成机制，逐步理顺供热价格矛盾，积极推动供热成本合理分摊，适时提高燃气热电出厂热价水平，合理调整燃气发电价格。完善供热收费体制，稳步推进供热计量收费政策。
9、建立灵活反映市场供需的电、热、气价格机制。强化供热成本监审，理顺燃气热电联产电、热成本分摊机制。适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设，建立电力应急调峰补偿机制。探索碳排放交易试点建设，有效发挥市场机制在控制温室气体排放、实现“碳达峰、碳中和”目标中的作用。
